Mentenanta Conductelor de Transport Gaze Naturale - Transgaz

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
CUPRINS
1. Generalităţi privind mentenanţa Sistemului Naţional de Transport –
SNT .............................................................................................................. 3
1.1 Scopul şi obiectivele normelor tehnice ....................................................... 3
1.2 Domeniul de aplicare al normelor tehnice ............................................... 4
1.3 Documentele de referinţă ale normelor tehnice ........................................ 5
1.4 Legislaţia utilizată la elaborarea normelor tehnice ................................... 5
1.5 Terminologie, definiţii şi abrevieri utilizate în normele tehnice .............. 5
2. Managementul şi organizarea activităţilor de mentenanţă la conductele
destinate transportului gazelor naturale .................................................... 6
2.1 Sistemul de management şi responsabilităţile managementului .............. 6
2.2 Proceduri şi instrucţiuni privind mentenanţa conductelor ....................... 7
2.3 Categoriile de personal implicate în asigurarea mentenanţei
conductelor .................................................................................................. 8
2.4 Instruirea personalului implicat în asigurarea mentenanţei
conductelor .................................................................................................. 8
3. Fundamentarea programelor de mentenanţă la conductele destinate
transportului gazelor naturale …………………………………………... 9
3.1 Componentele conductelor ………………………………………………. 9
3.2 Evidenţa (identificarea) componentelor conductelor ................................ 9
3.3 Monitorizarea condiţiilor de exploatare a componentelor conductelor .. 10
3.4 Categoriile de imperfecţiuni şi defecte ale componentelor conductelor .. 12
3.5 Verificarea stării tehnice a componentelor conductelor şi evaluarea
gravităţii defectelor pe baza analizelor de risc …………………………... 12
4. Mentenanţa conductelor …………………………………………………. 18
4.1 Sistemul de mentenanţă planificată .......................................................... 18
4.2 Categoriile de intervenţii ale sistemului de mentenanţă planificată ........ 19
4.3 Elaborarea programului de mentenanţă .................................................... 19
4.4 Stabilirea tehnologiilor de realizare a lucrărilor de mentenanţă .............. 22
4.5 Elaborarea şi calificarea procedurilor de realizare a reparaţiilor şi
eliberarea autorizaţiilor de lucru ................................................................ 24
4.6 Normarea lucrărilor de mentenanţă …………………………………….. 26
4.7 Costurile lucrărilor de mentenanţă, regimul de contractare a lucrărilor
de mentenanţă şi a furnizorilor de echipamente, dispozitive şi materiale
tehnologice pentru lucrările de mentenanţă .............................................. 27
4.8 Verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor de mentenanţă ........................ 27
4.9 Realizarea lucrărilor de mentenanţă în regim de urgenţă, în cazul
producerii unor incidente ........................................................................... 29
4.10 Norme privind siguranţa şi sănătatea în muncă la realizarea lucrărilor
de mentenanţă la conducte ......................................................................... 30
4.11 Norme privind protecţia mediului la realizarea lucrărilor de
mentenanţă la conducte .............................................................................. 32
4.12 Documentaţia sistemului de mentenanţă ................................................... 32
Anexa 1
Schema structurală a SNT şi organizarea fluxului de gaze în cadrul
SNT............................................................................................................... 34
Anexa 2 Documentele de referinţă ale Normelor tehnice ........................................ 35
Anexa 3 Documente legislative utilizate la elaborarea Normelor tehnice .............. 40

Anexa 4 Terminologia, definiţiile şi abrevierile utilizate în Normele tehnice ....... 41
Anexa 5 Lista procedurilor pentru realizarea activităţilor din cadrul procesului
de mentenanţă a SNT .................................................................................. 64
Anexa 6 Fişa tehnică a tubulaturii tronsonului de conductă ................................. 65
Anexa 7 Prescripţii privind protecţia mediului la efectuarea lucrărilor de mentenanţă
la conducte ............................................................................................................. 70
Anexa 8 Categoriile de date care trebuie incluse în Fişa tehnică a unui element
de conductă de tip special: robinet / vană, refulator, separator de
lichide, gară pentru lansarea şi primirea dispozitivelor de tip PIG,
traversare (subterană sau aeriană) ............................................................ 71
Anexa 9 Jurnalul evenimentelor .............................................................................. 80
Anexa 10 Definirea şi clasificarea pericolelor / factorilor care pot afecta / influenţa
integritatea conductelor SNT. Clasificarea şi codificarea anomaliilor
(imperfecţiunilor şi/sau defectelor) conductelor aparţinând SNT ................ 81
Anexa 11 Metodele pentru detectarea existenţei sau apariţiei diferitelor categorii
şi tipuri de imperfecţiuni şi /sau defecte şi prevenirea incidentelor pe
conductele SNT ........................................................................................... 85
Anexa 12 Încadrarea în clase de siguranţă / securitate a tronsoanelor de conductă
şi a elementelor componente de tip special amplasate pe acestea 86
Anexa 13 Lista de programare la verificarea tehnică a zonelor tronsoanelor de
conductă şi a elementelor componente de tip special amplasate pe
conducte ....................................................................................................... 89
Anexa 14 Raport privind rezultatul inspectării prin patrulare terestră a
conductelor .................................................................................................. 91
Anexa 15 Intervalele dintre verificările stării tehnice a conductelor pentru
evitarea cedărilor datorită factorilor de influenţă dependenţi de timp.
Diagrama timpului de programare a răspunsurilor planificate la
evaluarea integrităţii conductelor pe baza inspectării in-line ................... 93
Anexa 16 Conţinutul şi programarea activităţilor de supraveghere şi întreţinere a
conductelor şi a elementelor de tip special amplasate pe acestea ........................ 95
Anexa 17 Programul tehnologic de execuţie a reparaţiei ......................................... 100
Anexa 18 Indicatorii de caracterizare a performanţelor de integritate structurală
şi de funcţionare în siguranţă a SNT ......................................................... 106
Anexa 19 Fişa de expertizare şi remediere a anomaliei/rezolvare a incidentului ......... 110
Anexa 20 Fişa de evidenţă a lucrărilor de mentenanţă ............................................. 115
Anexa 21 Ghid de elaborare a programului de prevenire a deteriorării
conductelor SNT prin intervenţii de terţa parte (interferente externe)..... 116
Anexa 22 Ordinul de lucru pentru realizarea lucrării de mentenanţă / Foaia de
manevră pentru scoaterea din funcţiune/reglarea parametrilor de
operare pe conductă în vederea efectuării lucrărilor de mentenanţă /
Permisul de lucru cu foc ............................................................................ 120
Anexa 23 Codificarea principalelor tehnologii de reparare a conductelor.
Principalele procedee tehnologice de reparare a conductelor.
Particularităţi şi domenii de aplicare ......................................................... 126
Anexa 24 Fişa de urmărire a lucrării de mentenanţă ............................................... 138
Anexa 25 Procesul verbal de recepţie definitivă a reparaţiei ............................................... 140
Anexa 26 Criteriile de apreciere a gravităţii incidentelor produse pe conductele SNT ...... 142
Anexa 27 Simboluri şi culori recomandate la reprezentarea grafică a
tronsoanelor de conductă sau porţiunilor din acestea supuse unor
lucrări de mentenanţă ................................................................................. 144
Anexa 28 Lista bibliografiei utilizate la elaborarea normelor tehnice ...................... 146
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 2

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
CAPITOLUL 1
Generalităţi privind mentenanţa Sistemului Naţional de Transport – SNT
1.1. Scopul şi obiectivele normelor tehnice
1.1.1. (1) Normele tehnice au ca scop reglementarea tuturor activităţilor privind
mentenanţa conductelor destinate transportului gazelor naturale, aparţinând
Sistemului Naţional de Transport – SNT, care, potrivit prevederilor legale, este de
importanţă strategică, face parte din proprietatea publică a statului şi este
delimitat de la robinetul de la ieşirea din staţia de reglare – măsurare – predare
aparţinând producătorilor de gaze sau operatorilor sistemelor de înmagazinare a
gazelor, respectiv de la punctul de trecere al frontierei în cazul conductelor de
interconectare la sistemele de transport din ţările vecine, până la robinetul de la
ieşirea din staţia de reglare – măsurare – predare aparţinând operatorului de
transport, respectiv până la punctul de trecere al frontierei în cazul conductelor de
interconectare la sistemele de transport din ţările vecine.
(2) În conformitate cu prevederile legale în vigoare, conductele care alcătuiesc
SNT se încadrează în Grupa 1. CONSTRUCŢII, Subgrupa 1.9. Construcţii
pentru transportul şi distribuţia petrolului, gazelor, lichidelor industriale,
aerului comprimat şi pentru termoficare, Clasa 1.9.1. Conducte magistrale
pentru transportul produselor petroliere, gazelor si lichidelor industriale,
inclusiv traversările şi instalaţiile tehnologice.
1.1.2. Obiectivele urmărite prin elaborarea şi aplicarea acestor Norme
tehnice sunt:
a) definirea sistemului de mentenanţă pentru conductele Sistemului
Naţional de Transport – SNT şi reglementarea organizării şi funcţionării acestui
sistem;
b) descrierea strategiei de elaborare şi implementare a programelor de
mentenanţă la conductele Sistemului Naţional de Transport – SNT, bazată pe
aplicarea la aceste conducte a conceptelor moderne privind asigurarea calităţii,
evaluarea aptitudinii de funcţionare, evaluarea integrităţii şi managementul
riscului;
c) precizarea responsabilităţilor managementului privind realizarea
activităţilor de mentenanţă la conductele Sistemului Naţional de Transport – SNT;
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 3

d) stabilirea categoriilor de personal implicate în realizarea activităţilor de
mentenanţă la conductele Sistemului Naţional de Transport – SNT şi
reglementarea cerinţelor privind asigurarea nivelului de calificare a acestuia;
e) precizarea condiţiilor şi recomandarea metodelor privind monitorizarea
continuă şi verificarea periodică a stării tehnice a conductelor;
f) definirea categoriile de imperfecţiuni şi defecte ale componentelor
conductelor şi precizarea modalităţilor de depistare a acestora şi de apreciere a
gravităţii lor;
g) precizarea categoriilor de intervenţii ale sistemului de mentenanţă
planificată şi specificarea conţinutului acestor intervenţii, a modalităţilor de
stabilire a tehnologiilor de realizare a lucrărilor de mentenanţă, de elaborare şi
calificare a procedurilor de realizare a lucrărilor de mentenanţă şi a cerinţelor
privind verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor de mentenanţă;
h) reglementarea realizării lucrărilor de mentenanţă în regim de urgenţă, în
cazul producerii unor evenimente de tipul accidentelor tehnice sau avariilor la
conductele Sistemului Naţional de Transport – SNT;
i) precizarea cerinţelor privind documentarea sistemului de mentenanţă.
1.2. Domeniul de aplicare al normelor tehnice
1.2.1. (1) Normele tehnice reglementează şi au ca domeniu de aplicare
realizarea activităţilor de mentenanţă pentru conducte şi componentele conductelor
(CCC) destinate transportului gazelor naturale dupa cum urmează:
a) tubulatura îngropată a conductelor, alcătuită din ţevi, coturi, curbe,
reducţii, teuri, flanşe etc. din oţel îmbinate prin sudare şi elementele sistemului de
protecţie anticorozivă pasivă a conductelor;
b) racordurile de alimentare ale staţiilor de reglare – măsurare;
c) robinetele/vanele, refulatoarele/descărcătoarele de presiune, separatoarele
de lichide şi sifoanele amplasate pe traseul conductelor ;
d) instalaţiile de curăţire şi inspecţie a conductelor (gările pentru lansarea şi
primirea dispozitivelor de tip PIG) ;
e) traversările (subterane sau aeriene) de obstacole naturale sau edilitare
(cursuri de ape, văi, căi ferate, şosele etc.).
(2) elementele din categoriile b), c), d) şi e) sunt denumite generic în
cadrul Normelor tehnice accesorii sau elemente componente de tip special ale
conductelor.
1.2.2. Elementele conductelor metalice la care se referă Normele tehnice
aparţin SNT, care, în conformitate cu prevederile Art. 1.1.1, este organizat şi
structurat aşa cum prezintă schemele din Anexa 1.
1.2.3. Prezentele Norme tehnice nu se referă şi nu se aplică la realizarea
activităţilor de mentenanţă la: Staţiile de Reglare şi Măsurare a Gazelor – SRM;
Staţiile de Comprimare a Gazelor – SCG; Instalaţiile de Odorizare a Gazelor –
IOG; Staţiile de Comandă a Vanelor – SCV; Nodurile Tehnologice – NT;
Sistemul de protecţie anticorozivă activă a conductelor / Sistemul de Protecţie
Catodică – SPC; realizarea activităţilor de mentenanţă la aceste componente ale
SNT este reglementată prin Norme tehnice specifice.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 4

1.3. Documentele de referinţă ale normelor tehnice
1.3.1. Normele tehnice au fost elaborate în conformitate cu prevederile din
codurile, normativele, specificaţiile, instrucţiunile sau prescripţiile tehnice şi
standardele prezentate în Anexa 2, care constituie documentele de referinţă ale
acestor Norme tehnice.
1.3.2. La elaborarea prevederilor şi prescripţiilor tehnice din Normele tehnice
s-au utilizat şi informaţiile din lucrările citate în lista bibliografică din Anexa 28.
1.3.3. La elaborarea documentaţiei privind realizarea activităţilor de
mentenanţă la conductele aparţinând SNT se pot utiliza, pentru informare şi
documentare, atât documentele de referinţă precizate în Anexa 2 şi lucrările din
lista bibliografică expusă în Anexa 28, dar şi alte lucrări de specialitate.
1.3.4. Citarea în documentaţia elaborată pentru efectuarea activităţilor de
mentenanţă a surselor de informare utilizate nu exonerează de răspundere pe
autorul documentaţiei, cu excepţia cazului în care sursa este un document
legislativ sau normativ cu aplicare obligatorie.
1.4. Legislaţia utilizată la elaborarea normelor tehnice
1.4.1. La elaborarea Normelor tehnice s-au avut în vedere prevederile din
documentele legislative prezentate în Anexa 3.
1.4.2. Revizuirea, modificarea sau abrogarea documentelor de referinţă
şi/sau documentelor legislative, nominalizate explicit în cadrul Normelor tehnice
ca elemente de justificare, motivare sau impunere a unor prescripţii, implică, după
caz, modificarea sau eliminarea prescripţiilor respective.
1.5. Terminologie, definiţii şi abrevieri utilizate în normele tehnice
1.5.1. Termenii utilizaţi în Normele tehnice sunt prezentaţi şi definiţi în
Anexa 4, în care sunt expuse şi semnificaţiile abrevierilor folosite în cadrul
Normelor tehnice.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 5

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
CAPITOLUL 2
Managementul şi organizarea activităţilor de mentenanţă la conductele
destinate transportului gazelor naturale
2.1. Sistemul de management şi responsabilităţile managementului
2.1.1. Deoarece, potrivit prevederilor legale în vigoare, activitatea de
transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes naţional, iar
lucrările de realizare, reabilitare, retehnologizare, exploatare şi întreţinere a
obiectivelor/sistemelor de transport gaze naturale sunt lucrări de utilitate publică,
mentenanţa conductelor SNT reprezintă un proces de mare importantă şi
responsabilitate în ansamblul activităţilor OST şi constituie un obiectiv major al
managementului general al OST.
2.1.2. (1) Organizarea şi desfăşurarea corespunzătoare a procesului de
mentenanţă în cadrul OST este impusă de respectarea obligaţiilor legale de a asigura:
a) operarea SNT şi asigurarea echilibrului fizic al acestuia, respectiv
programarea, dispecerizarea şi funcţionarea SNT în condiţii de siguranţă;
b) întreţinerea, reabilitarea SNT în condiţii de siguranţă si continuitate,
eficienţă şi de protecţie a mediului;
c) elaborarea şi aplicarea regimurilor optime de transport şi livrare pentru
cantităţile de gaze naturale notificate de producători, furnizori, operatori de
înmagazinare şi/sau consumatori conform contractelor încheiate.
(2) Managementul şi realizarea procesului de mentenanţă se asigură
prin participarea tuturor entităţilor funcţionale ale OST.
2.1.3. Sistemul calităţii procesului de mentenanţă al SNT se compune din:
a) reglementarea (prin norme tehnice, proceduri, instrucţiuni, decizii etc.)
planificării, proiectării şi realizării activităţilor de mentenanţă;
b) supravegherea comportării în exploatare şi a stării tehnice a conductelor
şi planificarea raţională a lucrărilor de mentenanţă;
c) asigurarea calităţii materialelor, pieselor de schimb şi tehnologiilor
utilizate la mentenanţa conductelor;
d) conducerea şi asigurarea calităţii pentru lucrările de mentenanţă, recepţia
lucrărilor şi supravegherea comportării conductelor reparate;
e) analiza datelor şi luarea deciziilor în vederea îmbunătăţirii continue;
f) reglementarea postutilizării conductelor.
2.1.4. (1) Politica în domeniul organizării şi desfăşurării activităţilor de
mentenanţă a conductelor aparţinând SNT revine managementului la cel mai înalt
nivel al OST, iar responsabilitatea elaborării programelor de mentenanţă,
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 6

coordonării şi realizării tuturor activităţilor de mentenanţă în conformitate cu
această politică aparţine Departamentului de exploatare – DE din cadrul OST.
(2) Deoarece toate procesele din cadrul OST sunt interconectate şi
interdependente, programele de mentenanţă elaborate de DE, în care sunt incluse
procedurile specifice, resursele şi activităţile adecvate realizării mentenanţei
conductelor, pot cuprinde atribuţii şi responsabilităţi pentru toate entităţile
funcţionale ale OST.
(3) Pentru fiecare entitate funcţională, atribuţiile şi responsabilităţile
în domeniul mentenanţei conductelor, aprobate de managementul la cel mai înalt
nivel, sunt înscrise în Regulamentul de Organizare şi Funcţionare al OST.
2.2. Proceduri şi instrucţiuni privind mentenanţa conductelor
2.2.1. (1) Modul de realizare a activităţilor care trebuie desfăşurate în
cadrul procesului de mentenanţă a SNT trebuie documentat prin proceduri şi
instrucţiuni de lucru.
(2) Procedurile se elaborează în scris, în conformitate cu prevederile
procedurii PP 01 – Elaborarea documentelor Sistemului de Management Integrat
Calitate – Mediu în vigoare la OST.
(3) În capitolul Descriere, din structura oricărei procedurii, se
prezintă clar, într-o succesiune logică, secvenţele sau etapele activităţilor
reglementate, cu referire directă la modul de utilizare a elementelor de logistică
implicate şi la modalităţile de asigurare a calităţii rezultatelor activităţii, a
securităţii şi sănătăţii în muncă a personalului implicat şi a protecţiei mediului
înconjurător.
(4) Proprietarii proceselor de mentenanţă a SNT trebuie să se asigură
că procedurile documentate sunt adecvate, cunoscute, înţelese şi respectate de
către întreg personalul implicat în procesul de mentenanţă a SNT.
(5) Proprietarii proceselor de mentenanţă a SNT răspund de
îndeplinirea indicatorilor de performanţă stabiliţi;
(6) Instrucţiunile de lucru se elaborează în scris în conformitate cu
prevederile procedurii PP 01 – Elaborarea documentelor Sistemului de
Management Integrat Calitate-Mediu în vigoare la OST.
2.2.2. (1) Lista procedurilor care documentează activităţile din cadrul
procesului de mentenanţă a SNT, cu indicare entităţilor funcţionale din cadrul
OST care răspund de elaborarea şi gestionarea acestora, se întocmeşte, utilizând
formularul din Anexa 5, de către responsabilul cu Sistemul de Management al
Calităţii la nivelul DE şi se aprobă de către directorul DE..
(2) Instrucţiunile de lucru se elaborează ca documente conexe ale
fiecărei proceduri, în conformitate cu prevederile procedurii PP 01 – Elaborarea
documentelor Sistemului de Management Integrat Calitate-Mediu în vigoare la
OST.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 7

2.3. Categoriile de personal implicate în asigurarea mentenanţei conductelor
2.3.1. (1) Personalul implicat în procesul de mentenanţă a conductelor
aparţinând SNT este cel precizat în Normele tehnice, procedurile şi celelalte
documente care reglementează acest proces.
(2) Atribuţiile şi responsabilităţile cu caracter permanent ale
personalului implicat în procesul de mentenanţă a conductelor din SNT trebuie să
fie precizate în Fişele posturilor personalului respectiv, iar atribuţiile şi
responsabilităţile cu caracter temporar, asociate cu realizarea unor activităţi
concrete vizând mentenanţa conductelor SNT, trebuie precizate în documentele de
management (decizii, ordine, autorizaţii etc.) prin care se dispune efectuarea
activităţilor respective.
(3) Personalul desemnat să participe la activităţile aferente procesului de
mentenanţă a conductelor SNT trebuie să posede pregătirea profesională, cunoştinţele,
competenţele şi toate atestările şi autorizările legale care să constituie premisele că va
realiza la nivelul de calitate cerut atribuţiile şi responsabilităţile primite.
2.4. Instruirea personalului implicat în asigurarea mentenanţei conductelor
2.4.1. (1) Pregătirea profesională şi competenţele personalului reprezintă
factori de importantă majoră pentru asigurarea calităţii procesului de mentenanţă a
conductelor din SNT.
(2) Personalul desemnat să proiecteze, să coordoneze sau să execute
activităţile aferente desfăşurării procesului de mentenanţă a SNT trebuie să
îndeplinească cerinţele prevăzute de lege pentru autorizarea şi verificarea
persoanelor fizice care desfăşoară activităţi de proiectare, execuţie şi exploatare în
sectorul gazelor naturale.
(3) Responsabilii desemnaţi la nivelul exploatărilor teritoriale pentru
activităţile din procesul de mentenanţă a conductelor SNT au obligaţia de a
efectua instruirea şi verificarea periodică a personalului privind cunoaşterea şi
aplicarea procedurilor pe baza cărora desfăşoară aceste activităţi.
(4) Conducătorii formaţiilor de lucru care realizează activităţi de
mentenanţă la conductele aparţinând SNT trebuie să efectueze înainte de începerea
lucrărilor instruirea membrilor formaţiei pe baza procedurilor şi instrucţiunilor de
lucru aferente executării acestor lucrări.
(5) Responsabilii desemnaţi pentru activităţile de mentenanţă a
conductelor SNT au obligaţia de a înainta anual la conducerea DE a OST propuneri
de programe de recalificare / reconversie profesională, specializare şi perfecţionare
pentru personalul din subordine şi propuneri de participare a personalului la cursuri
de instruire privind folosirea unor echipamente sau tehnologii de reparare noi, la
manifestări ştiinţifice şi expoziţii cu tematică din domeniul mentenanţei conductelor
de transport. Propunerile avizate de către conducerea DE sunt înaintate la Direcţia
resurse umane, aceasta le include în proiectul Programului anual de recalificare,
reconversie profesională, specializare şi perfecţionare, care se supune aprobării
managementului la cel mai înalt nivel al OST.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 8

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
CAPITOLUL 3
Fundamentarea programelor de mentenanţă la conductele destinate
transportului gazelor naturale
3.1. Componentele conductelor
3.1.1. Normele tehnice se referă la conductele destinate transportului
gazelor naturale aparţinând SNT şi la elementele componente de tip special
montate pe tubulatura acestora, precizate în Art. 1.2.1 şi denumite în continuare
componentele conductelor.
3.2. Evidenţa (identificarea) componentelor conductelor
3.2.1. Organizarea şi implementarea unui sistem de evidenţă informatizată a
datelor de natură tehnică, funcţională şi economică privind elementele
componente ale conductelor constituie cerinţa primordială pentru implementarea
în cadrul OST a unui sistem de management al integrităţii conductelor, care să
permită elaborarea unor programelor de mentenanţă a conductelor SNT cu
performanţe maxime de eficacitate şi eficienţă.
3.2.2. Coordonarea sistemului de evidenţă informatizată a datelor privind
componentele conductelor aparţinând SNT revine serviciului de specialitate din
cadrul OST, iar activităţile de culegere, completare şi reactualizare anuală a
acestor date sunt organizate la nivelul fiecărei exploatări teritoriale şi sunt
efectuate de către personalul desemnat prin decizia directorului respectivei ET.
3.2.3. Datele de natură tehnică, funcţională şi economică privind
organizarea şi desfăşurarea activităţilor de mentenanţă a componentelor
conductelor aparţinând SNT se înregistrează în Capitolul D – Documentaţia
privind exploatarea, repararea, întreţinerea şi urmărirea comportării în timp a
conductei din Cartea tehnică întocmită pentru fiecare tronson de conductă
aparţinând SNT; tronsoanele de conductă ale SNT sunt cele delimitate şi
codificate în documentele de înregistrare şi autorizare ale OST, precizate in
autorizatia de functionare acordata de ANRE.
3.2.4. Documentul principal din Capitolul D al Cărţii tehnice îl reprezintă
Fişa tehnică (Fişa de date sintetice) a tronsonului de conductă.
3.2.5. Fişa tehnică (Fişa de date sintetice) a tronsonului de conductă, se
întocmeşte de către ET pe formularul prezentat în Anexa 6 şi va fi însoţită de toate
documentele necesare justificării valabilităţii datelor incluse în aceasta.
3.2.6. Fişele tehnice ale elementelor componente de tip special care intră în
alcătuirea tronsonului de conductă sunt de asemenea completate la E.T. şi vor
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 9

include : flanşe, fitinguri speciale, robinete / vane, refulatoare şi separatoare de
lichide, gări pentru lansarea şi primirea dispozitivelor de tip PIG, traversări
(subterane sau aeriene), se elaborează de către serviciul de specialitate din cadrul
DE, ţinând seama de particularităţile constructiv – funcţionale ale componentelor
la care se referă, astfel încât să conţină cel puţin categoriile de informaţii precizate
în Anexa 8.
3.2.7. (1) Fişele tehnice incluse în Cartea Tehnică a fiecărui tronson de
conductă trebuie să conţină cel puţin datele strict necesare pentru o estimare
pertinentă a rezistenţei mecanice a tubulaturii şi a componentelor de tip special
care intră în alcătuirea tronsonului de conductă respectiv:
a) dimensiunile caracteristice (care intervin în calculele de rezistenţă);
b) presiunea maximă de operare sau intensitatea forţelor exterioare care
constituie solicitarea mecanică principală;
c) unităţile de clasă de locaţie demarcate pe traseul tronsonului de conductă
şi clasele de locaţie asociate acestora ;
d) caracteristicile de rezistenţă mecanică şi de tenacitate ale materialelor.
e) anul punerii in functiune (PIF);
(2) Dacă o parte din datele solicitate de completarea Fişei tehnice a
unui tronson de conductă sau a unei componente speciale amplasate pe acesta nu
sunt disponibile şi nu pot fi determinate operativ, se vor consemna în Fişa tehnică
modalităţile propuse pentru obţinerea acestor date prin examinare sau măsurare şi
termenele până la care acestea vor fi incluse în Fişa tehnică.
(3) Toate intervenţiile constând în consultarea, completarea,
modificarea, actualizarea, înlocuirea sau verificarea documentelor din Cartea
tehnică se consemnează în Jurnalul evenimentelor, document care se întocmeşte
pe formularul din Anexa 9 şi care reprezintă unul din documentele Capitolului D
al Cărţii tehnice.
3.2.8. (1) Cărţile tehnice ale tronsoanelor de conductă se păstrează la sediul
OST, în condiţiile de securitate stabilite prin aplicarea prevederilor legale.
(2) Intervenţiile curente, constând în completarea, modificarea,
actualizarea, înlocuirea sau verificarea documentelor din Cărţile tehnice se
consemnează în Jurnalul evenimentelor, de către persoana responsabilă cu
gestionarea Cărţilor tehnice.
(3) Regulile de acces la documentele sistemului de evidenţă
informatizată a datelor de natură tehnică, funcţională şi economică privind
tronsoanele conductelor din compunerea SNT, persoanele care au acces la aceste
informaţii şi nivelul de acces al acestora (consultarea documentelor, preluarea sau
publicarea de date, actualizarea, modificarea sau completarea datelor şi/sau
înlocuirea documentelor etc.) se stabilesc printr-o procedură specifică avizata de
ANRE.
3.3. Monitorizarea condiţiilor de exploatare a componentelor conductelor
3.3.1. Organizarea activităţilor de monitorizare a parametrilor şi condiţiilor
de exploatare a conductelor si componentelor conductelor care alcătuiesc SNT se
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 10

asigură de către DE prin utilizarea de aplicaţii software specializate , iar realizarea
acestor activităţi pentru tronsoanele de conductă pe care le are în evidenţă
reprezintă o atribuţie a personalului desemnat la nivelul fiecărui sector de
exploatare.
3.3.2. Monitorizarea trebuie să vizeze condiţiile de care depind integritatea
structurală a componentelor conductelor şi mărimea riscului asociat funcţionării
acestora, determinată de valoarea probabilităţii de apariţie a fenomenelor de
cedare a conductelor şi de amploarea consecinţelor producerii unor astfel de
fenomene.
3.3.3. (1) Condiţiile care trebuie monitorizate se pot preciza considerând că
pericolele care ameninţă integritatea conductelor si a componentelor de tip spacial,
având potenţialul de a determina degradarea şi/sau cedarea acestora în cursul
exploatării, sunt cele definite şi clasificate în Anexa 10.
(2) Se impune monitorizarea parametrilor şi condiţiilor care pot
determina materializarea pericolelor dependente de timp, adică cedările produse
datorită desfăşurării efectelor proceselor de coroziune asupra tubulaturii
conductelor şi elementelor componente de tip special montate pe aceasta, dar şi
parametrii şi condiţiile care potenţează pericolele independente de timp, cum sunt
intervenţiile de terţă parte, regimurile de operare cu suprapresiune sau cu fluctuaţii
frecvente ale presiunii sau alunecările de teren şi cutremurele, care determină
cedarea instantanee a conductelor sau o deteriorare rapidă şi semnificativă a
capacităţii portante a acestora.
(3) Condiţiile care trebuie să facă obiectul monitorizării pe parcursul
exploatării unei conducte sunt :
a) presiunea de operare; trebuie să fie înregistrate duratele şi valoarea
presiunii pentru secvenţele de exploatare ale conductelor în care se depăşeşte
presiunea maximă admisibilă de operare, precum şi numărul şi frecvenţa
fluctuaţiilor de presiune în jurul presiunii de operare.
b) starea izolaţiei de protecţie anticorosivă şi agresivitatea solului în care
este amplasată conducta; trebuie verificată periodic starea izolaţiei şi măsurată
rezistivitatea electrică a solului.
c) compoziţia şi agresivitatea gazelor transportate; trebuie verificată
periodic calitate gazelor transportate şi înregistrate conţinuturile de hidrogen
sulfurat, dioxid de carbon, cloruri şi apă liberă ala acestora.
d) activităţile umane de orice natură şi manifestările climatice sau
mişcările terenului (alunecări de teren şi/sau cutremure) din zona de siguranţă a
conductei ; trebuie înregistrate toate activităţile (licite şi/sau ilicite) şi toate
manifestările climatice şi/sau telurice, ca natură, intensitate şi durată, inclusiv
eventuale efecte ale acestora asupra integrităţii structurale a conductei.
e) apariţia unor scăpări/emanaţii de gaze naturale.
(4) Riscul ataşat exploatării conductelor destinate transportului
gazelor naturale se consideră acceptabil atâta timp cât tubulatura lor şi elementele
componente amplasate pe aceasta îşi păstrează etanşeitatea şi nu se produc pierderi
/ scăpări de gaze; ca urmare, verificarea periodică a conductelor pentru depistarea
scăpărilor de gaze reprezintă una din activităţile importante ale procesului de
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 11

mentenanţă a SNT, se realizează cu aparatură adecvată şi se consemnează într-un
document de tipul celui prezentat în Anexa 14.
3.4. Categoriile de imperfecţiuni şi defecte ale componentelor conductelor
3.4.1. (1) Anomaliile (imperfecţiunile şi/sau defectele) care se depistează pe
tubulaturile conductelor şi/sau pe elementele componente de tip special din
alcătuirea conductelor se pot clasifica folosind următoarele criterii:
a) cauza care a determinat apariţia anomaliei;
b) configuraţia, dimensiunile, natura şi localizarea anomaliei;
c) efectele anomaliei asupra etanşeităţii conductei.
(2) Anomaliile (imperfecţiunile şi/ sau defectele) de pe tubulaturile
conductelor şi/sau de pe elementele componente de tip special din alcătuirea
acestora se clasifică în categoriile prezentate în Anexa 10.
(3) În documentaţia privind activităţile din cadrul procesului de
mentenanţă a conductelor SNT se foloseşte sistemul de codificare a anomaliilor
(imperfecţiunilor şi/sau defectelor) prezentat în Anexa 10.
3.4.2. (1) În cadrul procesului de mentenanţă a conductelor SNT trebuie
prevăzută selectarea şi aplicarea unui set de metode pentru detectarea operativă a
existenţei sau a generării pe conductele SNT a unor imperfecţiuni şi /sau defecte şi
prevenirea incidentelor produse de acestea.
(2) Metodele pentru detectarea existenţei sau apariţiei pe conductele
SNT a diferitelor categorii şi tipuri de imperfecţiuni şi /sau defecte şi prevenirea
incidentelor pe care acestea le pot produce sunt cele precizate în Anexa 11 şi/sau
alte metode cu eficacitate şi eficienţă de aplicare demonstrate.
3.5. Verificarea stării tehnice a componentelor conductelor şi evaluarea
gravităţii defectelor pe baza analizelor de risc
3.5.1. (1) Verificarea stării tehnice a componentelor conductelor SNT şi
evaluarea integrităţii acestora trebuie efectuate periodic, pe toată durata de viaţă a
acestora.
(2) Programarea verificărilor stării tehnice şi evaluărilor de
integritate se face în funcţie de clasa de siguranţă / securitate ataşată zonelor
demarcate pe fiecare tronson de conductă şi elementelor componente de tip special
amplasate pe tronsonul de conductă respectiv.
(3) Zonele fiecărui tronson de conductă şi clasele de siguranţă /
securitate în care sunt încadrate acestea se stabilesc utilizând următoarele criterii :
a) Sistemul de conducte din SNT căruia aparţine tronsonul (v. Anexa 1):
sistemul de conducte magistrale – SOT, sistemul de conducte regionale – SRT
sau sistemul de conducte zonale /locale – SLT.
b) Durata de funcţionare anterioară şi frecvenţa incidentelor înregistrate.
c) Clasa de locaţie şi nivelul consecinţelor producerii unor incidente.
d) Nivelul tensiunilor mecanice circumferenţiale generate prin acţiunea
presiunii gazului transportat.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 12

e) Nivelul şi caracterul probabil sau incert al solicitărilor mecanice
suplimentare datorate intervenţiilor de terţă parte şi/sau acţiunii unor forţe
exterioare generate de intemperii, de alunecări de teren sau de cutremure.
f) Posibilităţile de acces rapid la tronsonul de conductă şi/sau la
componentele speciale ale acestuia în cazul intervenţiilor în regim de urgenţă
pentru rezolvarea incidentelor.
(4) Modul de încadrare în clase de siguranţă / securitate a zonelor
de importanţă ale tronsoanelor de conductă şi a elementelor componente de tip
special amplasate pe conducte este descris în Anexa 12.
(5) Clasele de siguranţă / securitate alocate zonelor de importanţă
ale fiecărui tronson de conductă se înscriu în Fişa tehnică a tubulaturii tronsonului
de conductă respectiv, iar clasa de siguranţă / securitate a fiecărui element
component de tip special amplasat pe o conductă se înscrie în Fişa tehnică a
acestuia.
3.5.2. (1) Odată cu intrarea în vigoare a Normelor tehnice se reiniţializează
programul de verificare tehnică periodică a conductelor SNT, aplicând
următoarele reglementări:
a) în primul an după intrarea în vigoare a Normelor tehnice se vor întocmi
Fişele tehnice ale tuturor tronsoanelor de conductă şi ale tuturor elementelor
componente de tip special amplasate pe conducte, folosind indicaţiile din Anexele
7 şi 8 şi alocând fiecărei zone şi fiecărui element de tip special, pe baza aplicării
metodei descrise în Anexa 12, o clasă de siguranţă / securitate – CS.
b) pe baza informaţiilor din Fişele tehnice se întocmeşte, la nivelul fiecărei
exploatări teritoriale, pe formularele prezentate în Anexa 13, o situaţie a zonelor
tronsoanelor de conductă şi a elementelor componente de tip special montate pe
conducte încadrate în fiecare clasă de siguranţă / securitate – CS.
c) toate zonele de pe tronsoanele de conductă şi toate elementele
componente de tip special din clasele CS3 şi CS4, vor fi cuprinse în programele
de verificare a stării tehnice în primul an după intrarea în vigoare a Normelor
tehnice. Sunt exceptate zonele şi elementele pentru care ultima verificare a stării
tehnice este mai recentă de 2 ani şi/sau care au făcut obiectul lucrărilor prevăzute
în programele de mentenanţă în ultimii 2 ani.
d) toate zonele de pe tronsoanele de conductă şi toate elementele
componente de tip special din clasele CS1 şi CS2, vor fi cuprinse în programul
de verificare a stării tehnice cel mai târziu în al doilea an după intrarea în vigoare
a Normelor tehnice. Sunt exceptate zonele şi elementele pentru care ultima
verificare a stării tehnice este mai recentă de 3 ani şi/sau care au făcut obiectul
lucrărilor prevăzute în programele de mentenanţă în ultimii 3 ani.
3.5.3. (1) Verificările tehnice ulterioare celei iniţiale se programează,
pentru zonele de importanţă ale tronsoanelor de conductă şi pentru elementele
componente de tip special ale conductelor, astfel:
a) cel puţin o dată pe an pentru cele aparţinând CS4;
b) cel puţin o dată la 2 ani pentru cele aparţinând CS3;
c) cel puţin o dată la 3 ani pentru cele aparţinând CS2;
d) cel puţin o dată la 4 ani pentru cele aparţinând CS1.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 13

(2) Pentru tronsoanele de conductă şi elementele componente ale
conductelor la care sunt prevăzute prin proiect sau de către producători intervalele
de timp la care trebuie efectuate verificări tehnice şi /sau lucrări de mentenanţă se
vor respecta prescripţiile respective, daca acestea nu vor depasi durata maxima a
verificarilor prevazute la punctul 1.
(3) Programarea verificărilor privind starea tehnică se armonizează
cu constatările activităţilor de supraveghere prin patrulare terestră, organizate la
nivelul fiecărui sector de exploatare, care asigură inspecţia vizuală generală şi
depistarea eventualele scăpări de gaze la tronsoanele de conductă şi la elementele
componente de tip special ale conductelor; aceste activităţi se organizează:
a) de doua ori lună pentru conductele aparţinând CS4 şi CS3;
b) o dată pe luna pentru conductele aparţinând CS2 şi CS1.
(4) Pentru fiecare program de inspectare realizat prin patrulare
terestră se întocmeşte un raport, structurat aşa cum prevede Anexa 14, ale cărui
informaţii se completează în Fişa tehnică a fiecărui tronson de conductă sau
element component de conductă care a făcut obiectul inspecţiei.
(5) Depistarea scăpărilor de gaze poate fi realizată şi prin patrulare
aeriană, folosind aparatură specială de detectare a eventualelor scăpări de gaze.
3.5.4. (1) Verificările tehnice se realizează pe baza procedurilor elaborate
de serviciul de specialitate al DE precizate la art. 3.5.3.
(2) Verificarea stării tehnice a conductelor se poate asigura folosind
una sau mai multe din următoarele metode:
a) Metoda inspecţiei “in-line”, care constă în verificarea stării tehnice a
tubulaturii conductelor şi depistarea anomaliilor de tip lipsă de material, indentaţii
şi fisuri, prin examinarea conductei cu ajutorul instrumentelor de tip PIG inteligent
sau al echipamentelor speciale de diagnosticare exterioară; anomaliile depistate se
evaluează cu metode adecvate, stabilindu-se nivelul p / al presiunii maxime de
operare în siguranţă a conductelor în prezenţa acestor anomalii.
b) Metoda probei de presiune, care constă în verificarea rezistenţei
mecanice şi etanşeităţii tubulaturii conductelor prin efectuarea periodică a unor
probe de presiune, la anumite niveluri ale presiunii de probă p p .
c) Metoda evaluării directe, care utilizează datele din Fişele tehnice ale
conductelor şi informaţiile furnizate de rapoartele patrulelor terestre şi de
rapoartele privind verificarea stării izolaţiei de protecţie anticorosivă a conductelor
şi determinarea corozivităţii/agresivităţii solului pentru a stabili planuri de
examinare directă a stării tehnice a tubulaturii conductelor; la locaţiile selectate şi
specificate de aceste planuri se realizează gropi de intervenţie, care asigură
accesul direct la tubulatură şi se fac determinări privind grosimile de perete ale
tubulaturii, configuraţia şi dimensiunile anomaliilor existente etc., pe baza cărora
se apreciază starea tehnică a conductelor.
(3) Rezultatele obţinute la verificarea stării tehnice a tronsoanelor de
conductă prin metoda inspecţiei ―in-line‖ sau prin metoda probei de presiune se
pot utiliza pentru a corecta mărimea programată a intervalului de timp până la
următoarea verificare, folosind indicaţiile din Anexa 15.
3.5.5. (1) Pentru conductele al căror traseu traversează zone cu condiţii
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 14

speciale (construcţii amplasate în zona de siguranţă a conducte, zone cu frecvente
alunecări de teren, zone inundabile etc.) şi pentru conductele noi de importanţă
deosebită sau excepţională, stabilite prin proiect, se elaborează Programe de
urmărire specială în exploatare.
(2) Urmărirea specială este o activitate de urmărire în exploatare a
comportării în timp a conductelor şi constă în diagnosticarea, înregistrarea,
prelucrarea şi interpretarea sistematică a parametrilor tehnici care definesc măsura
în care conductele satisfac cerinţele de funcţionare stabilite prin proiecte,
obiectivul ei principal fiind funcţionarea în siguranţă a conductelor, prin
depistarea la timp a fenomenelor periculoase şi a zonelor unde aceste fenomene
pot apărea.
(3) Activitatea de urmărire specială a conductelor poate avea un
caracter permanent sau temporar, durata ei stabilindu-se de la caz la caz, în funcţie
de starea tehnică a conductei şi de momentul readucerii conductei la parametrii
proiectaţi pentru funcţionarea în condiţii de deplină siguranţă. Aceasta activitate se
va efectua în baza programului de urmărire specială de formaţiile de lucru din
teritoriu sau/şi de către echipe specializate, dotate cu aparatura de măsurare şi
control adecvată. Organizarea urmăririi speciale a stării tehnice a conductelor este
sarcina Exploatărilor teritoriale cărora aparţin tronsoanele sau zonele de conductă
care se supun acestor activităţi şi a responsabililor desemnaţi în acest scop.
(4) Conductele de transport al gazelor naturale pentru care se
instituie urmărirea specială vor fi supuse unor cicluri periodice de activităţi, după
cum urmează:
a) consemnarea lunară în Fişa de urmărire specială a parametrilor de
exploatare a tronsonului de conducta ;
b) inspecţia vizuală generală lunară a traseului conductei şi depistarea
eventualelor scăpări de gaze;
c) controlul periodic pentru determinarea stării tehnice a conductei, prin:
verificarea obligatorie o dată la un an a stării izolaţiei de protecţie anticorosivă şi a
rezistivităţii solului; verificarea anuală a stării exterioare a tubulaturii; verificarea
stării interioare a tubulaturii acolo unde este posibil; verificarea etanşeităţii
robinetelor, separatoarelor şi altor elemente de tip special montate pe tubulatură
(în conformitate cu prevederile din Anexa 16); verificarea conductei prin probe de
presiune.
(5) Programul de urmărire specială în exploatare cuprinde
următoarele părţi: Partea I – Instrucţiuni privind urmărirea specială în exploatare a
conductelor destinate transportului gazelor naturale; Partea II – Lista aparaturii de
măsurare şi control necesare activităţii de urmărire specială şi Normele specifice
privind siguranţa şi sănătatea în muncă; Partea III – Lista tronsoanelor sau zonelor
care se supun activităţilor de urmărire specială; Partea IV – Planurile de situaţie
ale tronsoanelor sau zonelor care se supun urmăririi speciale; Partea V – Fişele de
urmărire specială; Partea VI – Rapoartele de constatare pentru diverse situaţii
privind zonele de siguranţă ale conductelor: construcţii; alunecări de teren;
inundaţii etc. Fişele de urmărire specială şi Rapoartele de constatare se întocmesc
pe formularele elaborate de serviciile de specialitate ale DE al OST.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 15

3.5.6. (1) Anomaliile depistate cu ocazia verificării stării tehnice a
conductelor se supun evaluărilor, folosind metode şi echipamente adecvate, pe
baza cărora se stabileşte dacă acestea sunt imperfecţiuni, adică anomalii care nu
afectează inadmisibil capacitatea portantă a conductei şi, ca urmare, nu impun
monitorizarea şi/sau aplicarea ulterioară a unor lucrări de mentenanţă corectivă,
sau defecte, adică anomalii cu influenţe negative semnificative asupra capacităţii
portante a conductelor, care impun luarea cu operativitate a unor măsuri adecvate
de supraveghere şi de mentenanţă corectivă.
(2) Pentru evaluarea anomaliilor de diferite tipuri (lipsă de material,
indentaţii sau scobituri, fisuri sau crăpături) de pe tubulaturile conductelor se
utilizează metodele adecvate, selectate din standardele în vigoare sau prevăzute de
procedurile omologate ale OST. În funcţie de cerinţele de rigurozitate, precizie şi
încredere formulate, evaluarea anomaliilor de pe tubulaturile conductelor şi de pe
elementele componente de tip special ale conductelor se poate realiza la:
a) Nivelul 1, care corespunde unei evaluării acoperitoare, bazată pe
aplicarea unei succesiuni de criterii, care necesită un volum minim de date şi
informaţii privind conducta sau elementul de conductă analizat; evaluarea la
nivelul 1 poate fi realizată de personalul ingineresc aparţinând exploatărilor
teritoriale ale OST.
b) Nivelul 2, care corespunde unei evaluări mai detaliate şi care conduce la
rezultate mai precise decât nivelul 1 (informaţiile necesare pentru o astfel de
evaluare sunt similare celor cerute de aplicarea evaluării la Nivelul 1, dar calculele
care se efectuează sunt mai amănunţite şi mai riguroase); evaluarea la nivelul 2
poate fi realizată de personalul ingineresc, cu experienţă şi competenţă în
efectuarea evaluărilor privind potentialul de funcţionare a conductelor, selectat de
către DE din cadrul OST.
c) Nivelul 3, care corespunde celei mai detaliate evaluări şi care conduce la
rezultate mai precise decât cele furnizate de evaluarea la nivelul 2 (informaţiile
necesare pentru o astfel de evaluare sunt mai detaliate, iar evaluările care se fac
sunt bazate pe analize şi simulări numerice, folosind, de exemplu, metoda
elementului finit); evaluarea la nivelul 3 este realizată în principal de inginerii
specialişti, cu experienţă şi competenţă în efectuarea evaluărilor privind
aptitudinea de funcţionare a conductelor, incluşi într-o grupă de experţi, din cadrul
OST şi/sau din afara acestuia, constituită la nivelul OST.
(3) Anomaliile de tip lipsă de material, generate în principal prin
procese de coroziune, se evaluează pe baza unor proceduri elaborate de DE din
cadrul OST, utilizând metode adecvate, cum sunt metodele din ASME B31.G şi
API 579-1/ASME FFS-1. Intervalul maxim de timp, de la depistarea unor astfel
de anomalii şi până la aplicarea lucrărilor de mentenanţă pentru remedierea sau
eliminarea acestora, în care o conductă mai pot fi utilizată în siguranţă se poate
determina folosind indicaţiile sintetizate în diagrama din Anexa 15.
(4) Anomaliile de tipul indentaţiilor şi scobiturilor se evaluează, de
asemenea pe baza unei proceduri elaborate de DE din cadrul OST, utilizând o
metodă adecvată, cum este cea din API 579-1/ASME FFS-1.
(5) Anomaliile de tipul fisurilor sau crăpăturilor, care au cel mai
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 16

mare potenţial de a determina incidente, se supun evaluării numai în cazurile în
care nu au afectat etanşeitatea conductei (nu au determinat scăpări de gaze), iar
intervenţiile pentru remedierea lor nu se pot realiza cu uşurinţă şi operativitate;
anomaliile de tipul fisurilor şi crăpăturile se evaluează numai la nivelurile 2 sau 3,
pe baza unor proceduri elaborate de DE din cadrul OST, utilizând o metodă
adecvată, cum este cea din API 579-1/ASME FFS-1.
3.5.7. (1) Toate anomaliile (imperfecţiuni şi defecte) de pe conductele SNT,
depistate cu ocazia activităţilor programate pentru verificarea stării tehnice sau cu
ocazia intervenţiilor determinate de incidentele pe care le-au produs, trebuie
incluse într-o bază de date informatizată, organizată şi gestionată la nivelul DE al
OST, constituită şi actualizată permanent la nivelul fiecărei exploatări teritoriale şi
a sectoarelor de exploatare din subordine.
(2) Baza de date privind anomaliile depistate pe conducte şi
incidentele generate de acestea trebuie să conţină toate informaţiile necesare
fundamentării analizelor de risc şi aprecierii măsurii în care OST îndeplineşte
indicatorii, prevăzuţi de standardul naţional de performanţă pentru serviciul de
transport al gazelor naturale, privind continuitatea serviciului şi integritatea şi
funcţionarea în siguranţă a SNT.
(3) Informaţiile din baza de date trebuie să permită determinarea,
pentru fiecare conductă, pentru conductele fiecărui sector de exploatare şi fiecărei
exploatări teritoriale, pentru fiecare sistem de conducte şi pentru SNT, a
indicatorilor de caracterizare a performanţelor de integritate structurală şi de
funcţionare în siguranţă definiţi în Anexa 18.
(4) Documentele primare pentru constituirea bazei de date sunt:
a) Fişele de expertizare şi rezolvare a anomaliei/incidentului, care se întocmesc
atât pentru anomaliile depistate înainte de a produce incidente, cât şi pentru
anomaliile care au generat incidente; pentru aceste documente se utilizează
formularul şi se aplică recomandările prezentate în Anexa 19.
b) Rapoartele de constatare din Programele de urmărire specială în
exploatare a conductelor.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 17

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
CAPITOLUL 4
Mentenanţa conductelor
4.1. Sistemul de mentenanţă planificată
4.1.1. (1) Activităţile de mentenanţă a conductelor aparţinând SNT sunt
realizate de sistemul integrat de mentenanţă al OST, care reprezintă ansamblul
de măsuri organizatorice, tehnice şi economice privind întreţinerea
(mentenanţa preventivă) şi repararea (mentenanţa corectivă) conductelor
aparţinând SNT.
(2) Sistemul de mentenanţă al OST trebuie să îndeplinească
următoarele cerinţe:
a) asigură că toate conductele aparţinând SNT sunt disponibile (la
parametrii proiectaţi, cu realizarea tuturor cerinţelor funcţionale) un timp
îndelungat (la nivelul durabilităţii lor economice), cu un nivel acceptabil
(tolerabil) al riscului de producere a incidentelor;
b) permite planificarea lucrărilor de mentenanţă în perspectiva apropiată şi
îndepărtată, astfel încât acestea să poată fi pregătite corespunzător, iar durata lor să
poată fi estimată;
c) permite evaluarea şi planificarea finanţării lucrărilor de mentenanţă şi
asigură un nivel minim al cheltuielilor legate de efectuarea lucrărilor de
mentenanţă.
(3) Sistemul de mentenanţă al OST, care îndeplineşte cerinţele de la
punctul (2), este un Sistem de mentenanţă preventiv planificată, cu planificare
controlată, care are la bază programe de mentenanţă elaborate riguros, cu
activităţi definite şi proiectate detaliat, a căror aplicare este flexibilă, termenele de
efectuare şi conţinuturile planificate ale acestora putând fi modificate sau
menţinute în funcţie de rezultatele unor activităţii periodice de verificare a stării
tehnice a conductelor.
(4) Deoarece există posibilitatea ca în cursul exploatării SNT să
intervină şi cedări neprevăzute sau neaşteptate, este necesar ca sistemul de
mentenanţă al OST să îndeplinească în paralel şi cerinţele unui sistem de reparaţii
(neplanificate) după necesităţi, reglementând modul în care trebuie să se intervină
în regim de urgenţă (accidental), pentru efectuarea lucrărilor de mentenanţă
adecvate rezolvării incidentelor produse intempestiv (adică, limitarea amplorii
cedărilor, minimizarea consecinţelor incidentului şi repunerea în funcţiune a
conductelor în condiţii de deplină siguranţă tehnică).
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 18

4.2. Categoriile de intervenţii ale sistemului de mentenanţă planificată
4.2.1. (1) Sistemul de mentenanţă preventiv planificată, cu planificare
controlată organizat de OST prevede, programează şi realizează următoarele
categorii de intervenţii la conductele din compunerea SNT: activităţi de
supraveghere şi întreţinere (SI); revizii tehnice (Rt); reparaţii curente (RP).
(2) Supravegherea şi întreţinerea – SI presupune controlul modului
de operare a conductelor, depistarea primelor semne ale degradării şi apariţiei
anomaliilor şi furnizarea de informaţii privind efectuarea unor intervenţii de terţă
parte la conducte sau producerea unor solicitări exterioare accidentale datorită
unor manifestări climatice sau mişcări ale pământului; în această categorie se pot
încadra, de exemplu activităţile de inspecţie prin patrulare terestră, a căror
frecvenţă trebuie să fie suficientă pentru a da caracter de continuitate în timp
informaţiilor furnizate în rapoartele lor.
(3) Reviziile tehnice – Rt sunt activităţi planificate prin care se
determină / verifică starea tehnică a conductelor, se evaluează rezistenţa mecanică
reziduală a acestora, se estimează durata lor de viaţă remanentă şi, pe această bază,
se programează reparaţiile şi se stabileşte conţinutul acestora.
(4) Reparaţiile – RP sunt intervenţii care se execută periodic, de
obicei, planificat, având ca scop remedierea sau eliminarea anomaliilor de pe
tronsoanele de conductă sau de pe elementele componente de tip special ale
conductelor; în funcţie de amploarea lucrărilor care se execută şi de valoarea
(costul) acestora, reparaţiile curente se împart în reparaţii de gradul I – RP1 şi
reparaţii de gradul II – RP2;
(5) Reparaţiile de gradul I – RP1 constau din remedierea unor
anomalii / defecte cu extindere mică sau moderată sau refacere straturi de vopsirii
şi izolatii pe suprafeţe relativ restranse, înlocuirea unor segmente scurte de
tubulatură, înlocuirea unor componente simple de conductă sau efectuarea unor
intervenţii cu caracter provizoriu sau permanent, pentru rezolvarea unor incidente
minore sau moderate şi se execută de către personalul OST, pe baza unor
Programe Tehnologice de Executie de către Exploatările Teritoriale, folosind
procedurile şi instrucţiunile de lucru elaborate la nivelul OST.
(6) Reparaţiile de gradul II – RP2 constau din remedierea unor
anomalii / defecte cu extindere mare, înlocuirea unor porţiuni de tubulatură sau
unor componente complexe ale conductelor, realizarea unor lucrări de întreţinere
de mare amploare sau efectuarea unor intervenţii cu caracter definitiv pentru
rezolvarea unor incidente şi se execută pe baza unor proiecte constructive şi unor
tehnologii elaborate de entităţile de specialitate de la nivelul OST sau de terţe
părţi, angajate pe bază de contracte de prestare de servicii sau de lucrări.
4.3. Elaborarea programului de mentenanţă
4.3.1. (1) Sistemul de mentenanţă preventiv planificată, cu planificare
controlată se bazează pe adoptarea unor mărimi de referinţă pentru intervalele de
timp dintre diferitele categorii de intervenţii pe care le prevede şi pe ajustarea
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 19

permanentă şi diferenţiată a acestei programări, în funcţie de rezultatele:
a) activităţilor de supraveghere şi întreţinere, care asigură cunoaşterea şi
ţinerea sub control a stării tehnice a conductelor;
b) evaluărilor efectuate cu ocazia reviziilor tehnice periodice, care permit
aprecierea cu un nivel de încredere rezonabil a rezistenţei mecanice reziduale şi a
duratei de viaţă remanente a conductelor.
(2) Mărimile de referinţă ale intervalelor de timp dintre categoriile de
intervenţii pe care le prevede sistemul de mentenanţă organizat de OST sunt:
a) pentru activităţile de supraveghere şi întreţinere, cele prevăzute la Art.
3.6.3 (3) şi în Anexa 31;
b) pentru reviziile tehnice, cele prevăzute la Art. 3.6.3. (1);
c) pentru reparaţii, 4 ani pentru zonele şi elementele de conductă încadrate în
CS3 şi CS4 şi 6 ani pentru zonele şi elementele de conductă încadrate în CS1 şi CS2.
(3) Mărimile efective ale intervalelor de timp şi termenele la care se
planifică diversele categorii de intervenţii prevăzute de sistemul de mentenanţă se
stabilesc şi se modifică pe baza interpretării informaţiilor obţinute din activităţile
de supraveghere şi întreţinere şi de revizie tehnică, responsabilitatea planificării
raţionale a lucrărilor de mentenanţă aparţinând personalului din Compartimentul
mentenanţă şi managementului de la nivelul Exploatărilor teritoriale ale OST.
(4) Intervale de timp mai mici decât cele de referinţă se pot prevedea
pentru intervenţiile de mentenanţă la zonele tronsoanelor de conductă şi la
elementele componente ale conductelor care se află în următoarele situaţii şi în
altele similare:
a) se încadrează în clasa de siguranţă / securitate CS3 sau CS4 şi eventualele
incidente au consecinţe majore şi sunt dificil de rezolvat;
b) au suferit suprasolicitări accidentale produse fie de operarea incorectă,
fie de intervenţii de terţă parte, fie de fenomenele meteorologice sau de mişcări ale
pământului; după producerea unor astfel de evenimente, se impune inspectarea
imediată prin patrulare terestră şi luarea măsurilor de remediere sau de limitare a
extinderii eventualelor deteriorări constate, astfel încât să se evite producerea de
incidente sau să se limiteze amploarea acestora.
c) au fost sediul unor incidente produse recent, au evidenţiat anomalii a
căror extindere poate genera incidente, au relevat deteriorări premature ale
izolaţiei anticorosive şi iniţierea unor procese de deteriorare a tubulaturii etc.
(5) Intervale de timp mai mari decât cele de referinţă se pot prevedea
pentru intervenţiile de mentenanţă la zonele tronsoanelor de conductă şi la elementele
componente ale conductelor aflate în următoarele situaţii şi în altele similare:
a) aparţin unor conducte din sistemul SLT;
b) se încadrează în clasa de siguranţă / securitate CS1 sau CS2 şi
eventualele incidente se pot rezolva rapid şi uşor.
c) sunt utilizate la presiuni de operare mai mici decât cele de proiectare şi,
ca urmare, intensitatea tensiunilor generate de solicitările mecanice este redusă, iar
probabilitatea de cedare este neglijabilă.
d) au fost supuse recent unor inspecţii „in-line‖ şi a rezultat că nu prezintă
anomalii, iar straturile lor de protecţie anticorozivă sunt intacte.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 20

e) au fost supuse recent la proba de presiune şi există informaţiile necesare
ajustării intervalelor dintre lucrările de mentenanţă în conformitate cu
recomandările din Anexa 15.
(6) Pentru evidenţa lucrărilor de mentenanţă efectuate şi pentru a
facilita elaborarea programelor anuale de mentenanţă se completează pentru fiecare
tronson de conductă şi fiecare racord de alimentare, pe baza documentelor şi
informaţiilor primite de la Sectoarele de exploatare şi de la Compartimentul
mentenanţă al fiecărei Exploatării teritoriale, o Fişa de evidenţă a lucrărilor de
mentenanţă, conform modelului din Anexa 20.
4.3.2. (1) Programul de mentenanţă care se elaborează anual pentru SNT
are două componente:
a) Lucrări de mentenanţă planificate, pentru care se precizează conţinutul,
amploarea, tehnologiile de realizare, logistica necesară, termenele de efectuare şi
costurile implicate.
b) Lucrări de mentenanţă neplanificate, constând în intervenţii în regim de
urgenţă, care este posibil să fie necesare pentru rezolvarea eventualelor incidente
survenite intempestiv sau pentru preîntâmpinarea producerii unor astfel de incidente.
(2) Programul de mentenanţă anual pentru SNT se elaborează astfel:
a) Seful fiecărui Sector de exploatare înaintează către Compartimentul
mentenanţă al Exploatării teritoriale de care aparţine documentele de evidenţă
tehnică şi informaţiile, colectate în activităţile de supraveghere – întreţinere,
necesare întocmirii programului de mentenanţă pentru anul următor.
b) Pe baza documentelor şi informaţiilor primite de la Sectoarele de exploatare,
Compartimentul mentenanţă al fiecărei Exploatării teritoriale elaborează anual, până la
30 septembrie, sub coordonarea Inginerului şef, o propunere de Program anual de
mentenanţă, cuprinzând, în ordinea descrescătoare a priorităţilor, toarte lucrările care
trebuie incluse în programul de mentenanţă pentru anul următor; propunerea se
redactează, se verifică şi se avizează la nivelul Exploatării teritoriale în conformitate cu
prevederile procedurii de elaborare a programului anual de mentenanţă a SNT şi se
înaintează la Serviciul mentenanţă – reabilitare din DE al OST.
c) Serviciul mentenanţă – reabilitare din DE al OST elaborează anual, pe
baza propunerilor primite de la Exploatările teritoriale proiectul Programului de
mentenanţă pentru anul următor, cuprinzând toate lucrările care trebuie incluse în
acest program.
d) Proiectul Programului de mentenanţă, verificat şi avizat de directorul DE
al OST, se supune aprobării managementului la cel mai înalt nivel al OST.
(3) La elaborarea Programului de mentenanţă trebuie combinate
criteriile tehnice, care impun asigurarea integrităţii structurale a conductelor la
nivelul corespunzător asigurării unui risc de cedare în cursul exploatării sub pragul
de acceptare, cu cele de natură economică, privitoare la nivelul cheltuielilor
necesare pentru realizarea lucrărilor de mentenanţă şi la existenţa surselor de
finanţare pentru acoperirea acestora; Programul de mentenanţă trebuie să conţină
numai lucrări care conduc la micşorări ale riscului de cedare şi creşteri ale
siguranţei în exploatare ale conductelor corelate raţional cu mărimea costurilor
implicate de efectuarea lucrărilor respective.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 21

(4) Termenele de realizare a lucrărilor prevăzute în Programul de
mentenanţă trebuie stabilite acordând prioritate celor care impun întreruperi ale
serviciului de transport al gazelor naturale, în conformitate cu prevederile
Standardului naţional de performanţă pentru serviciul de transport al gazelor
naturale.
(5) Alocarea de resurse, precum şi necesarul de logistică şi de
personal competent care se prevăd în Programul de mentenanţă pentru realizarea
unor eventuale intervenţii în regim de urgenţă, impuse de rezolvarea incidentelor
survenite intempestiv sau de preîntâmpinarea producerii unor astfel de incidente,
se dimensionează şi se fundamentează pe baza informaţiilor şi solicitărilor din
propunerile de Programe anuale de mentenanţă, care trebuie să aibă la bază
interpretarea statistică a datelor privind activităţile de mentenanţă efectuate în
regim de urgenţă în ultimii 5...10 ani.
(6) Propunerea de Program anual de mentenanţă întocmită de fiecare
Exploatare teritorială trebuie să conţină în anexă proiectul unui Program de
prevenire a deteriorării conductelor prin intervenţii de terţă parte (interferenţe
externe), elaborat folosind ghidul din Anexa 21. Programele de prevenire,
aprobate de managementul la cel mai înalt nivel al OST, devin anexe la Programul
anual de mentenanţă al SNT şi se pun în practică odată cu acesta.
4.4. Stabilirea tehnologiilor de realizare a lucrărilor de mentenanţă
4.4.1. . (1) Pentru lucrările executate în baza proiectelor tehnice avizate,
tehnologia de realizare a lucrărilor va cuprinde toate etapele de lucru prezentate in
succesiune logică, inclusiv programul tehnologic de cuplare a obiectivelor nou
proiectate. Tehnologia de reparaţie necesar a fi aplicată pentru efectuarea oricărei
lucrări de mentenanţă pe tronsoanele de conductă sau la elementele de conducta de
tip special amplasate pe conductele SNT, are o structură unică şi cuprinde
următoarea succesiune de etape tehnologice::
a) Etapa operaţiilor tehnologice de asigurare a accesului în locul / zona de
pe conductă pe care se efectuează lucrarea de mentenanţă; cuprinde, în funcţie de
modul cum se realizează lucrarea de mentenanţă (cu oprirea sau fără oprirea
funcţionării conductei), operaţii tehnologice din următoarea gamă: accesul
utilajelor în teren, delimitarea zonelor de lucru, obţinerea permiselor de intervenţie,
decopertarea conductei prin efectuarea de săpături, consolidarea săpăturilor,
localizarea şi marcarea pe conductă a zonei în care se face reparaţia etc.
b) Etapa operaţiilor tehnologice de pregătire a conductei în locul / zona pe
care se efectuează lucrarea de mentenanţă; cuprinde operaţii tehnologice din
următoarea gamă: îndepărtarea învelişului / izolaţiei de protecţie anticorozivă şi
curăţirea tubulaturii, localizarea anomaliilor pe tubulatură, măsurarea
dimensiunilor defectului şi grosimii efective a peretelui tubulaturii în zona
acestuia, rotunjirea prin polizare a reliefului defectului etc.
c) Etapa operaţiilor tehnologice de pregătire a pieselor de schimb şi a
materialelor cu care se efectuează lucrarea de mentenanţă; cuprinde operaţii
tehnologice din următoarea gamă: fabricarea pieselor de adaos de tipul petecelor şi
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 22

manşoanelor folosite la reparare, probarea cupoanelor de ţeavă utilizate la
repararea prin înlocuire, montarea elementelor de etanşare pe colierele mecanice
pentru reparare, pregătirea chiturilor şi adezivilor polimerici pentru aplicarea
învelişurilor de reparare din materiale compozite, fabricarea conductei de ocolire
sau by-pass etc.
d) Etapa operaţiilor tehnologice de reparare efectivă a tubulaturii;
cuprinde operaţii tehnologice din următoarea gamă : debitarea unei porţiuni de
tubulatură, aplicarea prin sudare a unor elemente de reparare (petece, manşoane
etc.), aplicarea unor învelişuri de reparare din materiale compozite etc.
e) Etapa operaţiilor tehnologice de verificare a calităţii reparaţiilor;
cuprinde operaţii tehnologice din următoarea gamă: verificarea prin metode
nedistructive a îmbinărilor sudate, proba de presiune a conductei reparate,
măsurarea dimensiunilor caracteristice ale reparaţiilor, verificarea conformităţii cu
prescripţiile furnizorilor de tehnologii de reparare etc.
f) Etapa operaţiilor tehnologice de refacere a protecţiei anticorozive;
cuprinde operaţii tehnologice din următoarea gamă: curăţirea suprafeţelor şi
aplicarea de grunduri şi/sau vopsele pe elementele de conductă, refacerea izolaţiei
anticorozive a tubulaturii în zona afectata de lucrarea de mentenanţă, verificarea
continuităţii izolaţiei anticorozive etc.
g) Etapa operaţiilor tehnologice de acoperire a conductei şi de refacere a
terenului din zona de operare la efectuarea lucrării de mentenanţă; cuprinde
operaţii tehnologice din următoarea gamă: acoperirea cu pământ a tubulaturii,
refacerea stratului vegetal, refacerea marcajelor de pe traseul conductei sau
aplicarea de marcaje noi etc.
(2) Lucrările de mentenanţă care se execută pe baza proiectelor tehnice
avizate vor cuprinde în succesiune logică toate etapele precizate mai înainte.
(3) La realizarea lucrărilor pe baza programelor tehnologice de
execuţie a reparaţiei, întocmite de ET pe formularul din Anexa 17, se vor alege din
structura generală unică a tehnologiei de reparaţie numai etapele necesare şi se va
stabili conţinutul detaliat al acestora, determinat de natura, amploarea şi condiţiile
de efectuare a fiecărei lucrări, precum şi de particularităţile specifice procedeului
tehnologic de reparare adoptat.
4.4.2. (1) Tehnologiile de mentenanţă folosite la conductele SNT se codifică
pe baza indicaţiilor din Anexa 23.
(2) Particularităţile şi domeniile de utilizare ale principalelor
procedee tehnologice de reparare a tubulaturii conductelor SNT sunt sintetizate în
Anexa 23; la proiectarea tehnologiilor de mentenanţă pentru conductele SNT se
pot aplica atât procedeele cuprinse în Anexa 23, cât şi alte procedee,
responsabilitatea alegerii corecte a procedeului, ţinând seama de toate cerinţele de
natură tehnică şi economică impuse lucrării de mentenanţă care trebuie realizată,
aparţinând proiectantului.
(3) Procedeele tehnologice de reparaţii utilizate la execuţia lucrărilor
de mentenanţă pentru conducte şi componentele de tip special ale conductelor
SNT, trebui să fie agrementate pe baza unor studii /expertize şi calificate pe baza
testelor de calificare ;
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 23

(4) DE, în colaborare cu serviciile specializate ale OST, vor elabora
proceduri şi instrucţiuni de lucru specifice utilizării fiecărui procedeu tehnologic
de mentenanţă a conductelor SNT şi a elementelor de tip special amplasate pe
conductele SNT.
4.5. Elaborarea şi calificarea procedurilor de realizare
a reparaţiilor şi eliberarea autorizaţiilor de lucru
4.5.1. (1) Orice reparaţie la conductele SNT indiferent de executant sau de
documentul de referinţă al execuţiei (Proiect tehnic avizat sau Program tehnologic
de reparaţie), trebuie realizată pe baza unei tehnologii agementate de OST
conform art. 4.4.2.(3) (proiectare , avizare şi teste de calificare) iar execuţia
acestora va fi corespunzător documentată.
(2) Tehnologia de realizare a reparaţiilor la conductele SNT se concepe
şi se proiectează în sistem modular, modulele tehnologiei fiind reprezentate de
etapele prezentate la Art. 4.4.1. (1).
(3) Tehnologia proiectată pentru orice reparaţie trebuie să cuprindă:
a) datele iniţiale folosite la proiectarea tehnologiei (descrierea conţinutului
şi volumului lucrării, precizarea condiţiilor de realizare a lucrării: cu sau fără
scoaterea din funcţiune a conductei, precizarea condiţiilor de realizare a lucrării şi
alte condiţii tehnice impuse);
b) tehnologiile specifice proiectate pentru toate modulele / etapele de
execuţie a lucrării ;
c) prescripţiile privind controlul calităţii pe parcursul execuţiei ;
d) prescripţiile privind verificarea finală şi recepţia lucrării.
(4) Tehnologia proiectată pentru fiecare modul / etapă de execuţie a
unei reparaţii trebuie să conţină:
a) succesiunea operaţiilor tehnologice care se execută (filmul tehnologic de
realizare a modulului /etapei din cadrul reparaţiei);
b) tehnologia de realizare a fiecărei operaţii: procedeul tehnologic aplicat
(modul de lucru şi echipamentul de muncă necesar: scule, maşini, dispozitive,
instrumente de măsurare etc.), materialele tehnologice şi regimul de lucru,
verificarea calităţii după realizarea operaţiei, regulile care trebuie respectate
privind securitatea şi sănătatea în muncă şi echipamentul de protecţie care trebuie
utilizat, componenţa şi calificarea echipei care realizează operaţia, norma de timp
pentru realizarea operaţiei, costul operaţiei.
(5) Operaţiile principale ale proceselor tehnologice de mentenanţă,
care influenţează esenţial calitatea reparaţiilor efectuate şi/sau a căror efectuare
poate implica riscuri notabile privind securitatea şi sănătatea executanţilor sau
privind integritatea conductei pe care se lucrează trebuie să fie executate pe baza
unor proceduri calificate; în această categorie sunt incluse:
a) operaţiile de săpare şi de consolidare a şanţului / gropii în care se
realizează lucrările de mentenanţă;
b) operaţiile de susţinere şi rezemare a conductelor în cursul operaţiilor de
mentenanţă;
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 24

c) operaţiile de măsurare a grosimilor de perete ale tubulaturii conductelor
în zonele cu anomalii care trebuie remediate prin lucrări de mentenanţă;
d) operaţiile de pregătire (curăţire, sablare etc.) a tubulaturii conductelor în
vederea efectuării de reparaţii;
e) operaţiile de rotunjire prin polizare sau frezare a reliefului anomaliilor de
pe tubulaturile conductelor;
f) operaţiile de debitare a unor fragmente / porţiuni / sectoare de tubulatură;
g) operaţiile de sudare sau de încărcare prin sudare realizate pe tubulaturile
conductelor, precum şi operaţiile de preîncălzire şi/sau tratament termic
postsudare conexe acestora;
h) operaţiile de aplicare pe tubulaturile conductelor a învelişurilor de
reparare din materiale compozite;
i) operaţiile de perforare a tubulaturii conductelor aflate sub presiune în
vederea înlocuirii unor fragmente / porţiuni / sectoare de tubulatură, pentru
cuplarea unor ramificaţii sau pentru montarea unor accesorii la conducte;
j) operaţiile de refacere a învelişurilor de protecţie anticorosivă ale
conductelor pe care s-au efectuat lucrări de mentenanţă;
k) operaţiile de reinstalare şi de acoperire a conductelor după efectuarea
lucrărilor de mentenanţă.
(6) Procedurile pentru operaţiile principale ale proceselor tehnologice
de mentenanţă a conductelor SNT se elaborează şi se certifică de către personalul
de specialitate din compartimentele funcţionale ale OST şi se includ în Lista
procedurilor care documentează activităţile din cadrul procesului de mentenanţă a
SNT (v. Anexa 5). Capitolul e) Descriere al oricărei proceduri trebuie conceput şi
elaborat ca document tipizat, care poate fi uşor şi rapid particularizat pentru orice
caz concret ale cărui condiţii se încadrează în domeniul de valabilitate al
procedurii respective.
(7) Toate tehnologiile de realizare a reparaţiilor la conductele SNT,
procedurile calificate pentru efectuarea operaţiilor din cadrul proceselor
tehnologice de mentenanţă şi toată documentaţia tehnică relevantă privind
executarea unor astfel de lucrări se includ în Manualul de mentenanţă al OST,
care se constituie şi este gestionat de către Serviciul mentenanţă – reabilitare din
DE al OST; documentele din Manualul de mentenanţă trebuie să poată fi uşor
accesate şi consultate de către întreg personalul cu atribuţii şi responsabilităţi în
domeniul proiectării şi realizării lucrărilor de mentenanţă la conductele SNT, cu
precădere de către personalul cu atribuţii şi responsabilităţi privind realizarea
intervenţiilor de mentenanţă în regim de urgenţă.
(8) Reparaţiile care se încredinţează spre execuţie unor terţi se vor
realiza numai pe baza unor proiecte avizate şi aprobate, care vor include, pe lângă
elementele de proiect constructiv/tehnic, tehnologiile şi procedurile de efectuare a
reparaţiilor, elaborate în conformitate cu cerinţele Art. 4.5.1. (1)...(6). Modul de
urmărire a execuţiei acestei categorii de lucrări se reglementează printr-o
procedură elaborată de DE al OST.
4.5.2. (1) Programul tehnologic de execuţie al oricărei reparaţii trebuie să
aibă structura şi conţinutul prezentate în Anexa 17.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 25

(2) Programul tehnologic de execuţie a reparaţiei este documentul
care stă la baza activităţilor de efectuare, urmărire, verificare şi recepţie a oricărei
lucrări de mentenanţă.
(3) Orice reparaţie planificată poate fi realizată dacă:
a) Tehnologia proiectată şi Programul tehnologic de execuţie a reparaţiei, au
fost avizate şi aprobate corespunzător;
b) A fost desemnată entitatea din cadrul OST care efectuează lucrarea şi/sau
au fost parcurse demersurile legale şi s-au semnat contractele de atribuire a
lucrărilor unor entităţi din afara OST.
c) Au fost achiziţionate echipamentele, dispozitivele şi materiale
tehnologice pentru efectuarea lucrării.
d) Exploatarea teritorială a emis Ordin de lucru, folosind formularul
prezentat în Anexa 22, pentru efectuarea reparaţiei sau pentru efectuarea fiecărei
etape sau fiecărui grup de etape din Programul tehnologic de execuţie a reparaţiei.
e) Ordinul de lucru aferent lucrărilor de mentenanţă este însoţite de o Foaie de
manevră, întocmită după modelul din Anexa 22 şi aprobată de directorul
Departamentului de operare – dispecerizare al OST , care precizează cum se asigură,
pe durată efectuării lucrărilor de mentenanţă, scoaterea din funcţiune sau reglarea
condiţiilor de operare în zona de conductă afectată de lucrările care se efectuează.
f) Fiecare lucrarea pentru care s-a emis Ordin de lucru are desemnat, de
către Exploatarea teritorială pe raza căreia se efectuează lucrarea, un responsabil
de lucrare care are sarcina urmăririi, supravegherii şi recepţiei lucrării.
g) In cazul lucrarilor de mentenanta executate in baza unor Programe
Tehnologice de Executie intocmite de Atelierele de Interventii (SMIR) sau terti,
la care se solicita sprijinul uman sau logistic al Exploatarile Teritoriale care
administrează obiectivele asupra carora se intervine, Ordinul de lucru pe care îl
emite Exploatarea Teritorială are valoare de Ordin de detasare (anexa 22) pentru
personalul sau formatia de lucru care participa la lucrare. Pe durata desfasurării
lucrării, personalul sau formatia detasată, se va subordona coordonatorului
Programului Tehnologic de Executie (PTE). Conducerea exploatarii Teritoriale va
dispune nominalizarea unei persoane care va avea responsabilitate urmaririi in
executie a lucrarii de mentenantă, care de asemenea va fi nominalizat in PTE.
(4) Pe baza Programul tehnologic de execuţie, responsabilul
desemnat cu urmarirea lucrării de mentenanţă planificată, asigura încadrarea
lucrărilor în termenele prevăzute, supraveghează realizarea lucrărilor la nivelul
cerut al parametrilor tehnici şi economici, aprobă eventualele derogări de la
prevederile tehnologiei proiectate, bine motivate şi care nu determină diminuării
ale calităţii lucrării şi decide dacă lucrarea efectuată îndeplineşte cerinţele
calitative impuse prin tehnologia proiectată şi poate fi recepţionată. Responsabilul
întocmeşte Fişa de urmărire a reparaţiei, folosind modelul prezentat în Anexa 24.
(5) Orice lucrare de mentenanţă în regim de urgenţă se realizează
respectând prevederile din scap. 4.9 al Normelor tehnice.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 26

4.6. Normarea lucrărilor de mentenanţă
4.6.1. (1) Normarea oricărei lucrări de mentenanţă planificată se efectuează
la proiectarea procesului tehnologic al lucrării, stabilind pentru fiecare operaţie din
acest proces tehnologic:
a) componenţa (numărul membrilor) echipei / formaţiei care efectuează
operaţia şi nivelul necesar de competenţă / calificare al membrilor acesteia;
b) norma de timp alocată pentru pregătirea, executarea şi verificarea calităţii
rezultatului operaţiei; norma de timp a operaţiei se acordă pentru toţi membrii
echipei / formaţiei care o execută;
c) norma de consum de materiale tehnologice, piese sau componente de
schimb, combustibili şi energie electrică.
(2) La stabilirea normei de timp alocate unei operaţii trebuie
dimensionat corespunzător timpul auxiliar, care, în cazul unor operaţii ale
lucrărilor de mentenanţă poate avea valori semnificative; de exemplu, la operaţia
de sudare trebuie inclus timpul necesar pentru ca în zona de sudare să se atingă
temperatura de preîncălzire prescrisă şi timpul necesar de aşteptare pentru ca
straturile depuse ale CUS să atingă temperatura la care se poate depune stratul
următor, la operaţia de aplicare a unui înveliş din material compozit trebuie inclus
timpul necesar de supraveghere până la întărirea chitului polimeric şi matricei
polimerice a învelişului compozit etc.
(3) Pentru normarea lucrărilor de mentenanţă se utilizează
normativele industriale disponibile agreate de conducerea OST.
4.6.2. La normarea lucrărilor de mentenanţă care se realizează în regim de
urgenţă, pentru rezolvarea unor incidente se aplică prevederile din scap. 4.9 al
Normelor tehnice.
4.7. Costurile lucrărilor de mentenanţă, regimul de contractare a lucrărilor de
mentenanţă şi a furnizorilor de echipamente, dispozitive şi materiale tehnologice
pentru lucrările de mentenanţă
4.7.1. (1) Costurile lucrărilor de mentenanţă efectuate la conductele SNT se
estimează pe baza prevederilor privind normele de timp, consumurile de manoperă
şi consumurile de materiale tehnologice şi de piese conţinute de tehnologiile de
mentenanţă.
(2) În ultimul trimestru al fiecărui an, după elaborarea programului de
mentenanţă pentru anul următor, serviciul de specialitate din DE al OST
elaborează planul de achiziţii de materiale, echipamente şi piese pentru efectuarea
lucrărilor de mentenanţă şi planul de lucrări de mentenanţă care se contractează
cu terţi, care se avizează de directorul DE şi se aprobă de managementul la cel mai
înalt nivel al OST.
(3) Achiziţiile de materiale, echipamente şi piese pentru efectuarea
lucrărilor de mentenanţă şi atribuirea la terţi a lucrărilor de mentenanţă se va face
cu respectarea integrală şi riguroasă a tuturor prevederilor legale în vigoare privind
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 27

atribuirea contractelor de achiziţie publică, a contractelor de concesiune de lucrări
publice şi a contractelor de concesiune de servicii.
(5) Contractele de achiziţie de materiale, echipamente şi piese pentru
efectuarea lucrărilor de mentenanţă şi contractele pentru atribuirea lucrărilor de
mentenanţă se vor încheia astfel încât să se respecte termenele de realizare a
lucrărilor prevăzute în programul anual de mentenanţă a SNT.
4.7.2. (1) Analiza costurilor implicate de efectuarea unor operaţii sau etape /
module din cadrul unei lucrări de mentenanţă se poate realiza şi în faza de
proiectare a tehnologiei pentru lucrarea respectivă.
(2) Variantele tehnic posibile de efectuare a unor operaţii sau etape
tehnologice se pot supune unei analize multicriteriale, în care cerinţele tehnice şi
economice sunt luate în considerare diferenţiat, prin acordarea de grade de
importanţă, pe baza căreia se decide care este varianta tehnico – economică cea
mai avantajoasă şi care trebuie inclusă în tehnologia de mentenanţă.
4.8. Verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor de mentenanţă
4.8.1. (1) Asigurarea calităţii lucrărilor de mentenanţă este un obiectiv care
se are în vedere încă din faza de proiectare a tehnologiilor de efectuare a lucrărilor
şi se atinge prin aplicarea riguroasă a tehnologiilor şi prin verificările care se
efectuează:
a) după fiecare operaţie şi după fiecare etapă din procesul tehnologic de
realizare a lucrărilor de mentenanţă;
b) la finalizarea lucrărilor, pentru recepţia acestora şi repunerea în funcţiune
a conductelor.
(2) Prescripţiile privind controlul calităţii pe parcursul execuţiei,
precum şi la verificarea finală şi recepţia oricărei lucrări de mentenanţă sunt
incluse în Tehnologia proiectată, în procedurile de realizare a operaţiilor, în
Programul tehnologic de execuţie şi în Fişa de urmărire a lucrării de mentenanţă,
iar rezultatele efectuării verificărilor privind calitatea sunt consemnate în Fişa de
urmărire a lucrării de mentenanţă.
(3) Dacă în tabelul cuprinzând aprecierile privind recepţia lucrării de
mentenanţă din Fişa de urmărire a lucrării de mentenanţă (v. Anexa 24) s-a
consemnat în dreptul fiecărei verificări, încercări sau probe rezultatul
RECEPŢIONAT, se întocmeşte un Proces verbal de recepţie definitivă a lucrării,
folosind modelul prezentat în Anexa 25, în care se consemnează prescripţiile privind
monitorizarea post execuţie a lucrării, durata acestei monitorizări, termenul de
garanţie pentru lucrare şi obligaţiile executantului lucrării în perioada de garanţie.
4.8.2. (1) În rubricile privind verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor de
mentenanţă ale Programului tehnologic de execuţie trebuie incluse prescripţiile
potrivite din următoarea listă:
a. După ce toate etapele de execuţie, inspecţie, probare şi verificare
aferente lucrării de mentenanţă sunt terminate, trebuie anunţat personalul de
operare că tronsonul de conductă pe care s-au făcut lucrările este pregătită să
reintre în funcţiune fără nici un fel de restricţii.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 28

. Toate robinetele/vanele şi elementele de secţionare a zonei de conductă
în care s-a efectuat lucrarea de mentenanţă trebuie să fie desemnalizate (prin
retragerea/îndepărtarea indicatoarelor folosite în cursul efectuării lucrărilor de
mentenanţă pentru interzicerea manevrelor) şi manevrate în conformitate cu
procedurile de repunere în funcţiune, fără restricţii de operare a conductei; tot
personalul implicat în punerea în funcţiune trebuie anunţat.
c. După repunerea în funcţiune, conducta reparată trebuie urmărită, vizual
sau cu aparatură adecvată, pentru detectarea eventualelor scăpări de gaze, până
când condiţiile normale de operare sunt restabilite.
d. Toate redresoarele staţiilor de protecţie catodică (decuplate în cursul
efectuării lucrării de mentenanţă) trebuie desemnalizate şi pornite.
e. Operaţiile de astupare a excavaţiilor trebuie efectuate cu grijă astfel
încât să se evite deteriorarea straturilor de protecţie anticorosivă existente sau noi
ale conductei pe care s-a efectuat lucrarea de mentenanţă şi să se realizeze o
compactare bună a solului.
f. După terminarea reparaţiei permanente se reface starea solului în zona
afectată de lucrarea de mentenanţă.
g. Solul afectat de lucrările de mentenanţă efectuate şi deşeurile rezultate
de la reparaţie trebuie colectate şi evacuate în conformitate cu reglementările
legale în vigoare.
h. Toată documentaţia aferentă executării şi atestării calităţii lucrării de
mentenanţă efectuate trebuie finalizată corespunzător şi transmisă entităţilor sau
persoanelor desemnate cu gestionarea şi păstrarea acesteia.
4.8.3. (1) Pe durata efectuării oricărei lucrări de mentenanţă, executantul are
obligaţia de a respecta toate prevederile legislaţiei în vigoare specifice protecţiei mediului.
(2) Impactul asupra mediului al lucrărilor de mentenanţă se ia în
considerare în faza de proiectare a tehnologiei de mentenanţă, eventualele măsuri
care se impun trebuind să fie consemnate în rubricile Prescripţii, menţiuni şi măsuri
speciale privind realizarea operaţiilor din Programul tehnologic de execuţie.
(3) Lucrările de mentenanţă la conductele SNT trebuie proiectate şi
realizate astfel încât să fie îndeplinite toate condiţiile ca OST să primească sau
să-şi menţină avizele, acordurile şi autorizaţiile de mediu şi de gospodărire a
apelor pe care trebuie să le deţină în conformitate cu prevederile legale.
4.9. Realizarea lucrărilor de mentenanţă în regim de urgenţă,
în cazul producerii unor incidente
4.9.1. (1) Lucrările de mentenanţă la conductele SNT se realizează în regim de
urgenţă în cazul producerii de incidente pe conducte (cedări ale tubulaturii
conductelor sau ale elementelor componente de tip special montate pe conducte care
au determinat scăpări de gaze) sau în cazul unor deteriorări spontane ale stării
tehnice a conductelor, ca urmare a unor acţiuni accidentale (intervenţii de terţă parte,
alunecări de teren, cutremure etc.), care se apreciază că vor determina rapid
producerea de incidente sau afectarea gravă a operării în siguranţă a conductelor.
(2) Pentru aprecierea gravităţii incidentelor produse pe conductele
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 29

SNT se folosesc criteriile şi prevederile din Anexa 26.
4.9.2. (1) DE elaborează şi avizează, iar managementul la cel mai înalt nivel
al OST aprobă un Plan general de urgenţă, cu atribuţii şi responsabilităţi clare atât
pentru personalul de la nivelul DE, cât şi pentru personalul de la nivelurile
exploatărilor teritoriale şi sectoarelor de exploatare.
(2) Planul general de urgenţă cuprinde o listă a pericolele potenţiale
care pot conduce la cedări şi/sau incidente care impun intervenţiile de urgenţă la
conductele SNT şi procedurile care trebuie urmate în cazul producerii unor astfel
de cedări sau incidente.
(3) Planul general de urgenţă este particularizat la nivelul fiecărei
exploatări teritoriale şi fiecărui sector de exploatare sub forma unui Plan de
urgenţă, care precizează procedurile şi instrucţiunile de bază pentru intervenţia
oportună şi adecvată în cazul unor evenimente de tipul celor precizate în
Art. 4.9.2. (1), cu precizarea personalului responsabil. Planul de urgenţă trebuie să
conţină cel puţin următoarele informaţii:
a) Lista persoanelor interne şi externe şi a organismelor şi firmelor de
intervenţie sau service care vor fi anunţate / notificate în caz de incident;
b) Procedurile care definesc responsabilităţile în caz de incident;
c) Procedurile pentru limitarea efectelor scăpărilor de gaze şi privind
conduita / modul de acţiune în situaţiile de urgenţă şi la eliminarea oricărei cauze
de deteriorare a conductelor.
d) Procedurile de alertare a personalului de intervenţie şi de mobilizare a
echipamentului şi materialelor pentru intervenţiile de urgenţă;
e) O listă a echipamentului, materialelor şi pieselor disponibile pentru
intervenţiile de urgenţă, în scopul limitării distrugerilor şi efectuării reparaţiilor.
(4) Planul general de urgenţă la nivelul OST şi Planurile de urgenţă la
nivelurile exploatărilor teritoriale şi sectoarelor de exploatare se supun anual
revizuirii, completării, modificării, îmbunătăţirii şi modernizării, astfel încât
operativitatea, eficacitatea şi eficienţa intervenţiilor în regim de urgenţă să se
îmbunătăţească continuu.
4.9.3. (1) În cazul producerii unui eveniment de tipul celor precizate la
Art. 4.9.1 (1) strategia de intervenţie este următoarea:
a) Se iau imediat, de către personalul de operare a conductei, de către
echipa de intervenţie deplasată rapid la locul producerii incidentului şi de către
celelalte categorii de personal prevăzute în Planul de urgentă, a tuturor măsurilor
necesare de aducere în condiţii de deplină siguranţă a zonei în care s-a produs
incidentul şi de limitare a eventualelor distrugeri produse de acesta: stoparea
scurgerilor de gaze, eliminarea pericolului producerii de explozii sau incendii,
evacuarea persoanelor din zonă, evacuarea scurgerilor de gaze acumulate în
diverse incinte etc.
b) Se realizează în regim de urgenţă repararea provizorie a conductei pentru
readucerea acesteia la starea tehnică corespunzătoare operării în siguranţă.
Intervenţia de urgenţă pentru efectuarea reparaţiei provizorii se realizează pe baza
unei tehnologii elaborate operativ, ţinând seama de prevederile din scap 4.5 al
Normelor tehnice.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 30

c) Se proiectează tehnologia pentru lucrarea de mentenanţă necesară
reparării definitive a conductei, se programează şi se realizează această lucrare.
Această lucrare se va realiza respectând integral prevederile din scap. 4.4 şi 4.5 ale
Normelor tehnice.
(2) Normarea şi evaluarea costurilor lucrărilor de mentenanţă
realizate în regim de urgenţă trebuie să aibă la bază aplicarea unor metode
adecvate de estimare statistică, ţinând seama de consumurile şi costurile din anii
precedenţi, operând ajustările impuse de nivelurile evaluate ale integrităţii
structurale a SNT şi riscului asociat exploatării acestui sistem de transport şi luând
în considerare elementele de progres tehnic intervenite în domeniul materialelor,
tehnologiilor şi echipamentelor destinate efectuării lucrărilor de mentenanţă.
4.10. Norme privind siguranţa şi sănătatea în muncă la
realizarea lucrărilor de mentenanţă la conducte
4.10.1. (1) La organizarea şi realizarea procesului de mentenanţă la
conductele SNT, OST, în calitate de angajator, are obligaţia să ia măsurile
necesare pentru:
a) asigurarea securităţii şi protecţia sănătăţii lucrătorilor;
b) prevenirea riscurilor profesionale;
c) informarea şi instruirea lucrătorilor;
d) asigurarea cadrului organizatoric şi mijloacelor necesare securităţii şi
sănătăţii în muncă, apărării împotriva incendiilor şi exploziilor.
(2) Faţă de personalul care efectuează lucrări de mentenanţă pe
conductele SNT, OST, în calitate de angajator, are următoarele obligaţii:
a) să ia măsurile necesare pentru acordarea primului ajutor, stingerea
incendiilor şi evacuarea lucrătorilor ;
b) să stabilească legăturile necesare cu serviciile specializate, îndeosebi în
ceea ce priveşte primul ajutor, serviciul medical de urgenţă, salvare şi pompieri.
(3) Măsurile privind siguranţa şi sănătatea în muncă – SSM,
prevenirea şi stingerea incendiilor – PSI, echipamentele de protecţie care trebuie
folosite în procesul de muncă, conţinutul instructajelor SSM şi PSI care trebuie
efectuate înainte de începerea lucrărilor de mentenanţă sunt precizate detaliat la
proiectarea tehnologiilor pentru lucrările de mentenanţă, sunt prevăzute în
procedurile de realizare a operaţiilor sau etapelor din cadrul acestor lucrări şi sunt
înscrise în Programele tehnologice de execuţie pe baza cărora sunt conduse,
supravegheate şi verificate lucrările de mentenanţă.
4.10.2. Tehnologiile proiectate pentru realizarea lucrărilor de mentenanţă şi
Programele tehnologice de execuţie aferente acestora trebuie să prevadă măsuri şi
acţiuni, de tipul celor prezentate în continuare, prin care se previne producerea de
accidente de muncă în cursul efectuării lucrărilor de mentenanţă la conductele
SNT:
a) Tehnologiile de reparare utilizate trebuie să fie calificate şi documentate
corespunzător. Operaţiile care implică risc mare de producere a accidentelor, cum
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 31

este, de exemplu, sudarea pe conductele aflate sub presiune, trebuie să se realizeze
pe bază de proceduri calificate, însoţite de instrucţiuni de lucru scrise.
b) Dacă lucrarea de mentenanţă presupune decopertarea şi expunerea unei
porţiuni lungi de tubulatură, trebuie efectuate calcule pentru determinarea mărimii
deplasărilor permise ale conductei pe durata lucrării de mentenanţă şi pentru
fundamentarea unei soluţii adecvate de rezemare provizorie a conductei în cursul
efectuării acesteia. Soluţiile de rezemare a conductei în timpul reparării şi după
reparare trebuie aleasă astfel încât să nu determine suprasolicitarea conductei şi
creşterea riscului de cedare.
c) Înainte de efectuarea lucrărilor de mentenanţă care presupun intervenţii
directe asupra tubulaturii aflate sub presiune a unei conducte, cum ar fi sablarea
sau polizarea suprafeţei exterioare în zona cu defecte, încărcarea prin sudare sau
asamblarea prin sudare a unor piese de adaos (petece, manşoane, învelişuri etc.),
trebuie făcute verificări atente şi riguroase privind grosimea efectivă a peretelui.
d) Toate redresoarele (din dotarea staţiilor de protecţie catodică) din zona de
efectuare a unei lucrări de mentenanţă trebuie închise, blocate şi semnalizate
(etichetate) în cursul efectuării lucrării. Se au în vedere atât redresoarele care
deservesc sistemul de protecţie catodică al conductei care se repară, cât şi cele de pe
conductele vecine, conectate cu sau independente faţă de conducta care se repară.
e) Datorită posibilităţii existenţei accidentale a unor diferenţe de potenţial
electric, trebuie realizată legarea la pământ a zonelor de tubulatură care urmează a
se separa datorită debitării sau demontării şi extragerii unei porţiuni din tubulatură.
Legătura la pământ nu trebuie desfăcută până la terminarea lucrării de mentenanţă.
f) Tehnologiile de mentenanţă trebuie să prevadă efectuarea operaţiei de
debitare a tubulaturii conductei numai prin procedee mecanice (aşchiere,
forfecare) şi nu prin procedee termice.
g) Excavaţia/groapa de intervenţie realizată pentru efectuarea lucrării de
mentenanţă şi zona din jurul acesteia trebuie verificate şi monitorizate continuu
cu detectoare de gaz şi/sau de oxigen, pentru a stabili dacă atmosfera este sigură
pentru efectuarea lucrărilor.
h) Când se utilizează echipamente de etanşare sau obturatoare pneumatice
pentru a preveni scăpările de gaze dintr-o conductă pe care se efectuează lucrări de
mentenanţă, trebuie prevăzute metode practice adecvate pentru ventilarea şi
monitorizarea atmosferei din zona de lucru şi pentru a fi sesizată creşterea
presiunii în tronsonul de conductă, dacă lucrările de mentenanţă presupun
acţiunea cu surse termice pe tubulatura acestuia.
i) Dacă în timpul executării lucrărilor cu surse termice apar produse sau
gaze combustibile în zona excavaţiei / gropii de intervenţie, se întrerup imediat
lucrările de mentenanţă şi se procedează la înlăturarea acestora. Înainte de reluarea
lucrului, se reverifică dacă atmosfera din zona de lucru este sigură.
j) Este interzisă readucerea oricărei conducte la parametrii de operare
normală, înainte de efectuarea tuturor verificărilor, încercărilor şi probelor
prevăzute în tehnologia de mentenanţă pentru recepţia calitativă a reparaţiilor
realizate pe aceasta.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 32

4.11. Norme privind protecţia mediului la realizarea
lucrărilor de mentenanţă la conducte
4.11.1. La organizarea şi realizarea procesului de mentenanţă la conductele
SNT, OST are obligaţia să respecte prevederile din Anexa 7 privind protecţia
mediului.
4.12. Documentaţia sistemului de mentenanţă
4.12.1. (1) Documentaţia sistemului de mentenanţă a conductelor SNT
cuprinde elementele precizate în cadrul Normelor tehnice :
a) Procedurile şi instrucţiunile de lucru pentru organizarea activităţilor de
mentenanţă.
b) Cărţile tehnice ale tronsoanelor de conductă, care conţin în capitolul D,
destinat documentaţiei tehnice privind exploatarea, repararea, întreţinerea şi
urmărirea comportării în timp a conductelor: Fişele tehnice ale tronsoanelor de
conductă, Fişele tehnice ale elementelor componente de tip special ale
conductelor, Jurnalul evenimentelor, Rapoartele patrulelor terestre privind starea
tehnică a conductelor, Programele de urmărire specială în exploatare a
conductelor, Fişele de expertizare şi remediere a anomaliilor, Fişele de expertizare
şi rezolvare a incidentelor etc.
c. Rapoartele de necesitate pentru elaborarea programelor de mentenanţă
anuale.
d) Programele de mentenanţă anuale şi Programele de prevenire a
deteriorării conductelor prin intervenţii de terţă parte.
e) Tehnologiile proiectate pentru lucrările de mentenanţă, Procedurile
calificate pentru operaţiile proceselor tehnologice de mentenanţă, Programele
tehnologice de execuţie a reparaţiilor, Fişele de urmărire a lucrărilor de
mentenanţă etc.
(2) Modul de înregistrare, evidenţă, gestionare şi păstrare a
documentaţiei sistemului de mentenanţă este cel precizat în cadrul Normelor
tehnice şi trebuie armonizat permanent cu prevederile procedurilor sistemului de
management integrat calitate – mediu implementat şi certificat în cadrul OST.
(3) Schemele grafice ale tronsoanelor de conductă sau porţiunilor din
acestea supuse unor lucrări de mentenanţă se vor reprezenta în documentaţia de
efectuare a lucrărilor folosind simbolizarea şi culorile recomandate în Anexa 28.
4.12.2. (1) Propunerile privind completarea, modificarea, îmbunătăţirea,
actualizarea şi modernizarea Normele tehnice se depun, se analizează şi se avizează de
către DE al OST, propunerile admise se aprobă de către managementul la cel mai
înalt nivel al OST şi devin anexe ale Normelor tehnice.
(2) Redactarea finală a Normelor tehnice se organizează după 6
luni de la intrarea in vigoare a ediţiei pilot şi se coordonează de către DE al OST,
conform avizului CTE nr. 132/10.08.2009. Următoarea revizuire şi reeditare a
Normelor tehnice se va face la doi ani după prima publicare oficială a variantei
finale şi apoi o dată la trei ani.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 33

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 1
Schema structurală a SNT şi organizarea fluxului de gaze în cadrul SNT
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 34

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 2
Documentele de referinţă ale normelor tehnice*
1) Acordul tehnic privind exploatarea punctelor de redare/preluare
comercială a gazelor naturale (elaborat de TRANSGAZ), aprobat prin Decizia
ANRGN nr. 260/03.08.2001 (M.O. 491/23.08.2001)
2) Codul tehnic al sectorului gazelor naturale, aprobat prin Decizia ANRGN
nr. 616/10.06.2002 (M.O. 438/24.06.2002)
3) Condiţiile de valabilitate a licenţei pentru transportul gazelor naturale,
aprobate prin Decizia ANRGN nr. 1362/13.12.2006 (M/O/ 27/16.01.2007)
4) Instrucţiuni tehnice privind reviziile tehnice, reparaţiile curente la
SRM-uri şi modul de lucru pe ocolitoarele acestora, ROMGAZ R.A., Exploatarea
Conductelor Magistrale de Gaze Naturale Mediaş, 1998
5) Normativ departamental Nr. 3783 – 93. Întreţinerea şi reparaţia capitală a
conductelor colectoare şi de transport gaze naturale, M.I. – Direcţia generală Strategia
industriei energetice, petrol şi gaze, Regia autonomă ROMGAZ Mediaş, 1993
6) Normele tehnice privind proiectarea, executarea şi exploatarea sistemelor
de alimentare cu gaze naturale, aprobate prin Ordinul Ministrului Economiei şi
Comerţului nr. 58/2004 (M.O. 173/27.02.04)
7) Norme tehnice de timp şi de personal pentru exploatarea in siguranţă a
sistemului naţional de transport al gazelor naturale, aprobate prin Decizia ANRGN
nr. 891/25.10.2002 (M.O. 793/31.10.2002)
8) Norme tehnice pentru proiectarea şi execuţia conductelor de alimentare
din amonte şi de transport gaze naturale, aprobate prin Decizia ANRGN
nr. 1220/07.11.2006 (M.O. 960/29.11.2006), cu modificările la Anexa 3 a
aprobate prin Decizia ANRGN nr. 1306/30.11.2006 (M.O. 990/12.12.2006)
9) Regulamentul de programare, funcţionare şi dispecerizare a sistemului
naţional de transport gaze naturale (elaborat de TRANSGAZ), aprobat prin
Decizia ANRGN nr. 52/23.01.2001 (M.O. 45/12.02.2001)
10) Regulamentul de constatare, notificare şi sancţionare a abaterilor de la
reglementările emise in sectorul gazelor naturale, aprobat prin Decizia ANRGN
nr. 1231/24.09.2004 (M.O. 892/30.09.2004) cu modificările aprobate prin Decizia
ANRGN nr. 307/30.03.2005 (M.O. 292/07.04.2005) şi prin Decizia ANRGN
nr. 848/12.07.2006 (M.O. 649/20.07.2006)
11) Standardul de performanţă pentru serviciul de transport al gazelor
naturale şi Standardul de performanţă pentru serviciul de distribuţie a gazelor
naturale, aprobate prin Decizia preşedintelui Autorităţii Naţionale de
Reglementare în domeniul Gazelor Naturale – ANRGN nr. 1361/13.12.2006
(M.O. 27/16.01.2007)
12) API Specification 5L, Specification for line pipe
13) API Specification 6D, Pipeline valves
14) R6 – Revision 4 – Assessment of the integrity of structures containing
defects, British Energy, BNFL Magnox Generation, AEA Technology, London, 2000
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 35

15) ASME B31.8, Gas Transmission & Distribution Piping Systems, ASME
Code for pressure piping
16) ASME B31.8S, Managing system integrity of gas pipelines, ASME
Code for pressure piping, Supplement to ASME B31.8
17) SR EN 287-1+A1, Calificarea sudorilor. Sudarea prin topire. Partea 1 – Oţel
18) SR EN 288-1+A1, Specificaţia şi calificarea procedurilor de sudare
pentru materialele metalice – Partea 1: Reguli generale pentru sudarea prin topire
19) SR EN 288-2+A1, Specificaţia şi calificarea procedurilor de sudare
pentru materialele metalice – Partea 2: Specificaţia procedurilor de sudare pentru
sudarea cu arcul electric
20) SR EN 288-3+A1, Specificaţia şi calificarea procedurilor de sudare
pentru materialele metalice – Partea 3: Verificarea procedurii de sudare cu arc
electric a oţelurilor
21) SR EN 288-5, Specificaţia şi calificarea procedurilor de sudare pentru
materialele metalice – Partea 5: Calificarea prin utilizarea de materiale pentru
sudare certificate la sudarea cu arc electric
22) SR EN 288-6, Specificaţia şi calificarea procedurilor de sudare pentru
materialele metalice – Partea 6: Calificarea prin referire la experienţa anterioară
23) SR EN 288-7, Specificaţia şi calificarea procedurilor de sudare pentru
materialele metalice – Partea 7: Calificarea prin referire la o procedură de sudare
standardizată pentru sudarea cu arc electric
24) SR EN 288-9, Specificaţia şi calificarea procedurilor de sudare pentru
materialele metalice – Partea 9: Verificarea procedurii de sudare cap la cap pe
şantier a conductelor de transport terestre şi marine
25) API Standard 570, Piping Inspection Code Inspection, Repair,
Alteration, and Rerating of In-service Piping Systems
26) API 579-1/ASME FFS-1, Fitness For Service
27) CSA Z 662, Oil and gas pipeline systems
28) SR EN 729-1, Condiţii de calitate pentru sudare. Sudarea prin topire a
materialelor metalice. Partea 1: Ghid pentru selecţie şi utilizare
29) SR EN 729-2, Condiţii de calitate pentru sudare. Sudarea prin topire a
materialelor metalice. Partea 2: Condiţii de calitate complete
30) EN 1011-1 (SR EN 1011-1:2001/A1), Welding – Recommendations for
welding of metallic materials – Part 1: General guidance for arc welding
31) EN 1011-2 (SR EN 1011-2), Welding – Recommendations for welding
of metallic materials – Part 2: Arc welding of ferritic steels
32) API Standard 1104, Welding of pipelines and related facilities
33) API Standard 1164, Pipeline SCADA security
34) EN 1594 (SR EN 1594), Gas supply systems – Pipelines for maximum
operating pressure over 16 bar – Functional requirements
35) EN 1775, Gas supply – Gas pipework for buildings – Maximum
operating pressure up to and including 5 bar — Functional recommendations
36) SR EN ISO 3690, Sudare şi procedee conexe. Determinarea conţinutului de
hidrogen din metalul depus la sudarea cu arc electric a oţelurilor feritice
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 36

37) EN ISO 6520-1, Welding and allied processes – Classification of
geometric imperfections in metallic materials – Part 1: Fusion welding
38) PD 6493, Guidance on methods for assessing the acceptability of flaws
in fusion welded structures
39) BS 6990, Code of practice for Welding on steel pipes containing process
fluids or their residuals
40) BS 7910, Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in
metallic structures
41) PD 8010-1, Code of practice for pipelines – Part 1: Steel pipelines on
land management
42) SR EN ISO 9000, Sisteme de management al calităţii. Aspecte
fundamentale şi vocabular.
43) SR EN ISO 9001, Sisteme de management al calităţii. Cerinţe.
44) SR EN ISO 9004, Sisteme de management al calităţii. Linii directoare
pentru îmbunătăţirea performanţelor.
45) SR EN 10208-1, Tevi de oţel pentru conducte destinate fluidelor
combustibile – Condiţii tehnice de livrare – Partea 1: Tevi in clasa de prescripţii A
46) SR EN 10208-2+AC, Tevi de oţel pentru conducte destinate fluidelor
combustibile – Condiţii tehnice de livrare – Partea 2: Tevi în clasa de prescripţii B
47) SR EN 10288, Tevi şi racorduri de oţel pentru conducte subterane şi
imersate. Acoperiri exterioare de polietilenă extrudată aplicate în două straturi
48) SR EN 10289, Tevi şi fitinguri pentru conducte marine şi terestre.
Acoperiri exterioare cu lichide epoxidice şi epoxidice modificate
49) SR EN 10290, Tevi şi fitinguri pentru conducte marine şi terestre.
Acoperiri exterioare cu poliuretan sau poliuretan modificat aplicate în stare lichidă
50) EN 12007-1 (SR EN 12007-1), Gas Supply Systems – Pipelines for
maximum operating pressure up to and including 16 bar – Part 1: General
functional recommendations
51) EN 12007-2: (SR EN 12007-2), Gas supply systems – Pipelines for
maximum operating pressure up to and including 16 bar – Part 2: Specific functional
recommendations for polyethylene (MOP up to and including 10 bar)
52) EN 12007-3 (SR EN 12007-3), Gas supply systems – Pipelines for
maximum operating pressure up to and including 16 bar – Part 3: Specific
functional recommendations for steel
53) EN 12007-4 (SR EN 12007-4), Gas supply systems – Pipelines for
maximum operating pressure up to and including 16 bar – Part 4: Specific
functional recommendations for renovation
54) SR EN 12068, Protecţie catodică. Acoperiri organice exterioare pentru
protecţia împotriva coroziunii conductelor de oţel îngropate sau imersate în
conjuncţie cu protecţia catodică. Benzi şi materiale contractibile
55) EN 12732, Gas supply systems – Welding steel pipework – Functional
requirements
56) SR EN 12954, Protecţia catodică a structurilor metalice îngropate sau
imersate. Principii generale şi aplicaţie pentru canalizare
57) EN 13480-1 (SR EN 13480-1), Metallic industrial piping – Part 1: General
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 37

58) EN 13480-2 (SR EN 13480-2), Metallic industrial piping – Part 2: Materials
59) EN 13480-3 (SR EN 13480-3), Metallic industrial piping – Part 3:
Design and calculation
60) EN 13480-4 (SR EN 13480-4), Metallic industrial piping – Part 4:
Fabrication and installation
61) EN 13480-5 (SR EN 13480-5), Metallic industrial piping – Part 5:
Inspection and testing
62) EN 13480-6, Metallic industrial piping – Part 6: Additional
requirements for buried piping
63) PD TR 13480-7 (SR EN 13480-7), Metallic industrial piping – Part 7:
Guidance on the use of conformity assessment procedure
64) SR EN ISO 13916, Sudare – Ghid pentru măsurarea temperaturii de
preînălzire, a temperaturii între treceri şi a temperaturii de menţinere a preîncălzirii
65) SR ISO 14001, Sisteme de managemen de mediu. Cerinţe şi ghid de utilizare.
66) EN 14161, Petroleum and natural gas industries – Pipeline transportation
67) EN ISO 14224, Petroleum, petrochemical and natural gas industries –
Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment
68) ISO 14313,Petroleum and natural gas industries – Pipeline transportation
systems – Pipeline valves
69) SR EN ISO 14372, Materiale pentru sudare. Determinarea rezistenţei la
umiditate a electrozilor utilizaţi la sudarea manuală cu arc electric cu electrod
învelit, prin măsurarea hidrogenului difuzibil
70) EN ISO 15614-1, Specification and qualification of welding procedures
for metallic materials – Welding procedure test — Part 1: Arc and gas welding of
steels and arc welding of nickel and nickel alloys
71) ISO 15649 Petroleum and natural gas industries – Piping
72) EN ISO 15663-1, Petroleum and natural gas industries – Life cycle
costing – Part 1: Methodology
73) EN ISO 15663-2, Petroleum and natural gas industries – Life cycle costing –
Part 2: Guidance on application of methodology and calculation methods
74) EN ISO 15663-3, Petroleum and natural gas industries – Life cycle
costing – Part 3: Implementation guidelines
75) EN ISO 16708, Petroleum and natural gas industries – Pipeline
transportation systems – Reliability-based limit state methods
76) EN ISO 17776, Petroleum and natural gas industries – Offshore
production installations – Guidelines on tools and techniques for hazard
identification and risk assessment
77) SR EN ISO 19011, Ghid pentru auditarea sistemelor de management al
calităţii şi/sau de mediu
78) DD ISO/TS 24817, Petroleum, petrochemical and natural gas industries
– Composite repairs for pipework – Qualification and design, installation, testing
and inspection
*) Se vor utiliza ediţiile documentelor de referinţă aflate în vigoare la data consultării. De asemenea, se va avea
în vedere că, în general, standardele au caracter de recomandare, aplicarea prevederilor acestora fiind
voluntară, facultativă.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 38

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 3
Documente legislative utilizate la elaborarea normelor tehnice
1) Legea nr. 351/2004. Legea gazelor, modificată de Legea nr. 288/2005 (M.O.
922/17.10.2005) privind aprobarea Ordonanţei de Urgenţă a Guvernului –
OUG nr. 116/2005 privind modificarea şi completarea Legii gazelor nr.
351/2004
2) Legea nr. 50/1991 privind autorizarea executării lucrărilor de
construcţii,actualizată la data de 16.10.2006 avându-se în vedere republicarea
din Monitorul Oficial, Partea I, nr. 933 din 13 octombrie 2004, precum şi
următoarele acte: OUG. nr. 122/2004, Legea nr. 119/2005, Legea nr. 52/2006
şi Legea nr. 376/2006.
3) Legea nr. 107/1996. Legea apelor, cu modificările şi completările ulterioare
4) OUG nr. 195/2005 (M.O. 1196/3012.2005) privind protecţia mediului
5) OUG nr. 78/2000 privind regimul deseurilor
6) OUG nr. 68/2008 privind răspunderea de mediu cu referire la prevenirea si
repararea prejudiciului asupra mediului
7) Hotărârea Guvernului României – HGR nr. 1043/2004 (M.O.
693/02.08.2004) privind aprobarea Regulamentului de acces la sistemul
naţional de transport al gazelor naturale şi a Regulamentului privind accesul
la sistemul de distribuţie a gazelor naturale
8) HGR nr. 2199/2004 privind modificarea şi completarea HGR nr. 1043/2004
privind aprobarea Regulamentului de acces la sistemul naţional de transport
al gazelor naturale şi a Regulamentului privind accesul la sistemul de
distribuţie a gazelor naturale
9) HGR nr. 2139/2004 pentru aprobarea Catalogului privind clasificarea şi
duratele normale de funcţionare a mijloacelor fixe.
10) Procedura de emitere a avizului în vederea autorizării executării construcţiilor
amplasate in vecinătatea obiectivelor/sistemelor din sectorul petrol şi gaze
naturale, aprobată prin Ordinul Ministrului Industriilor şi Resurselor nr. 47/2003
11) Directiva 90/377/CEEE din 13.05.1991 privind tranzitul gazelor naturale prin
reţelele magistrale
12) Regulamentul CE nr. 1775/2005 al Parlamentului European şi al Consiliului
Europei privind condiţiile de acces la conductele de transport al gazelor
naturale
13) HGR nr. 621/2005 privind gestionarea ambalajelor şi deşeurilor de ambalaje
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 39

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 4
Terminologia, definiţiile şi abrevierile utilizate în normele tehnice
1) Accident ecologic: eveniment produs ca urmare a unor mari şi
neprevăzute deversări/emisii de substanţe sau preparate periculoase/poluante, sub
formă de vapori sau de energie rezultate din desfăşurarea unor activităţi antropice
necontrolate/bruşte, prin care se deteriorează sau se distrug ecosistemele naturale
şi antropice
2) Accident major: orice eveniment survenit cum ar fi o emisie de gaze, un
incendiu sau o explozie, care rezultă din evoluţii necontrolate în cursul exploatării
unei conducte şi care conduce la apariţia imediată sau întârziată a unor pericole
grave asupra sănătăţii populaţiei şi/sau asupra mediului.
3) Acord de mediu: act tehnico-juridic prin care se stabilesc condiţiile de
realizare a unui proiect, din punctul de vedere al protecţiei mediului; acordul de
mediu reprezintă decizia autorităţii competente pentru protecţia mediului, care dă
dreptul titularului de proiect să realizeze proiectul din punctul de vedere al
protecţiei mediului.
4) Acţiune corectivă: acţiune de eliminare a cauzei unei neconformităţi
detectate sau a altei situaţii nedorite apărute.
5) Acţiune preventivă: acţiune de eliminare a cauzei unei neconformităţi
potenţiale sau a altei situaţii nedorite posibile.
6) Adâncitură: v. Indentaţie
7) Agent de transport: v. Utilizator de reţea
8) Agent economic din sectorul gazelor naturale: persoană juridică care
desfăşoară cel puţin una din următoarele activităţi: producţie, transport, distribuţie,
furnizare sau depozitare de gaze naturale, precum şi activităţi de proiectare şi
execuţie, aferente acestora.
9) Alte cerinţe: texte care nu sunt incluse în categoria „cerinte legale‖, pe
care o organizaţie le adoptă şi se angajează să le respecte: în categoria alte cerinţe
sunt incluse, fără a se limita la acestea: obligaţii care rezultă din autorizaţii,
acorduri, accepte emise de diferite autorităţi cu rol de reglementare în domeniul
protecţiei mediului; obligaţii care rezultă din contracte, convenţii încheiate cu
diferiţi furnizori şi/sau contractori şi care se referă la obligaţii ale organizaţiei
privind protecţia mediului; alte obligaţii care rezultă din hotărâri ale administraţiei
publice locale sau alte autorităţi la nivel local; obligaţii care rezultă din cerinţe
specifice ramurii industriale din care face parte organizaţia; standarde sau norme
aplicabile activităţilor, produselor sau serviciilor organizaţiei.
10) Alungire procentuală după rupere: procentajul creşterii distanţei
(alungirii porţiunii) dintre două repere trasate iniţial în porţiunea calibrată a unei
epruvete de tracţiune dintr-un material metalic, determinat după ruperea epruvetei,
în conformitate cu prevederile SR EN 10002.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 40

11) Alungire procentuală după rupere minimă specificată: valoarea
minimă a alungirii procentuale după rupere a materialului unui element de
conductă, prescrisă în specificaţia pe baza căreia elementul de conductă a fost
realizat sau cumpărat de la producător.
12) Amplasament: loc pe care este aşezată o construcţie sau o instalaţie.
13) Analiza rădăcinii cauzelor: familie de procese implementate pentru a
determina cauzele primare ale unui eveniment. Aceste procese încearcă să
examineze relaţiile dintre cauză şi efect la nivelul organizaţiei şi analizează
informaţiile. Astfel de procese sunt folosite adesea la analiza cedărilor.
14) Anomalie: o imperfecţiune, un defect (inclusiv o pierderile de metal sau
fisurile) sau o zonă deteriorată, care pot să diminueze integritatea unei conducte,
în sensul diminuării rezistenţei sale la presiune interioară sau la alte solicitări
mecanice impuse.
15) Anomalie metalurgică: o zonă a metalului (excluzând depunerile
intenţionate cu material de adaos sau cusăturile realizate la fabricare şi zonele
influenţate termic ale acestora, metalul afectat la curbarea prin inducţie şi zonele
unde sunt ataşate elemente ale sistemului de protecţie catodică) în care
microstructura a fost alterată (în comparaţie cu cea a materialului de bază) prin
deformare locală de contact sau prin încălzire locală şi răcire.
16) Aprobare: opţiune a forului deliberativ al autorităţii competente de
însuşire a propunerilor din documentaţiile sau proiectele prezentate şi susţinute
de avizele tehnice favorabile, prealabil emise .
17) Arie naturală protejată: zonă terestră, acvatică şi/sau subterană, cu
perimetru legal stabilit şi având un regim special de ocrotire şi conservare, în care
există specii de plante şi animale sălbatice, elemente şi formaţiuni biogeografice,
peisagistice, geologice, paleontologice, speologice sau de altă natură, cu valoare
ecologică, ştiinţifică sau culturală deosebită.
18) Arsură (produsă) de arc electric: o anomalie metalurgică sau o depunere
localizată produsă de un arc electric pe o conductă metalică, care constă din
retopirea materialului de bază, modificarea printr-un ciclu termic de încălzire –
menţinere – răcire a structurii acestuia, schimbarea profilului suprafeţei conductei
sau o combinaţie de astfel de acţiuni.
19) Asigurare a calităţii: sistem de (ţinere sub) control (a) al calităţii,
constând în acele acţiuni planificate, sistematice şi preventive, necesare pentru a
asigura că materialele, produsele şi serviciile vor îndeplini cerinţele specificate.
Sistemul de asigurare a calităţii şi procedurile acestuia prevăd verificări şi auditări
periodice prin care se asigură că sistemul de control al calităţii îşi va îndeplini
toate obiectivele stabilite. Integritatea sistemelor de conducte poate fi îmbunătăţită
prin aplicarea sistemelor de asigurare a calităţii Aceste sisteme trebuie aplicate
activităţilor de proiectare, aprovizionare, construire, încercare, operare şi
mentenanţă. Organizaţiile care realizează proiectarea, fabricarea, asamblarea,
montarea, inspectarea, examinarea, încercarea, instalarea, operarea şi mentenanţa
sistemelor de conducte trebuie să aibă un sistem de asigurare a calitaţii
implementat şi documentat. Înregistrarea sau certificarea sistemului de asigurare a
calităţii trebuie să facă obiectul înţelegerii între părţile implicate în contract.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 41

20) Aspect de mediu: element al activităţilor, produselor sau serviciilor unei
organizaţii, care poate interacţiona cu mediul.
21) Atenuare: limitare sau reducere a probabilităţii de producere sau a
consecinţelor aşteptate ale unui eveniment particular.
22) Audit de mediu: instrument managerial de evaluare sistematică,
documentată, periodică şi obiectivă a performanţei organizaţiei, a sistemului de
management şi a proceselor destinate protecţiei mediului, cu scopul: a) de a
facilita controlul managementului practicilor cu posibil impact asupra mediului; b)
de a evalua respectarea politicii de mediu, inclusiv realizarea obiectivelor şi
ţintelor de mediu ale organizaţie.
23) Autorizaţie de construire/ desfiinţare: actul de autoritate al
administraţiei publice locale – consilii judeţene şi consilii locale municipale,
orăşeneşti sau comunale pe baza căruia se pot realiza lucrări de construcţii.
24) Autorizaţie de mediu : act tehnico-juridic emis de autorităţile competente
pentru protecţia mediului, prin care sunt stabilite condiţiile şi/sau parametrii de
funcţionare a unei activităţi existente sau a unei activităţi noi cu posibil impact
semnificativ asupra mediului, necesar pentru punerea acesteia în funcţiune.
25) Avarie: eveniment sau incident care nu generează efecte majore asupra
sănătăţii populaţiei şi/sau asupra mediului, dar care are potenţial să producă un
accident major.
26) Aviz şi autorizaţie de gospodărire a apelor: acte ce condiţionează din
punct de vedere tehnic şi juridic execuţia lucrărilor construite pe ape sau în
legătură cu apele şi funcţionarea sau exploatarea acestor lucrări, precum şi
funcţionarea sau exploatarea celor existente şi reprezintă principalele instrumente
folosite în administrarea domeniului apelor; aceste acte se emit pe baza
reglementărilor elaborate şi aprobate de autoritatea administraţiei publice centrale
cu atribuţii în domeniul apelor.
27) Avizare: procedura de analiză si de exprimare a punctului de vedere al
unei comisii tehnice, având ca obiect analiza soluţiilor funcţionale, a indicatorilor
tehnico-economici si sociali ori a altor elemente prezentate prin documentaţii sau
prin proiecte pentru autorizarea unei lucrări.
28) Bombare: v. Umflătură.
29) Buclă: o pierdere totală sau parţială de stabilitate a peretelui unei ţevi, cauzată
de solicitarea la încovoiere sau compresiune axială a conductei din care face parte.
30) Calitate: (1) măsura în care un ansamblu de caracteristici intrinseci îndeplineşte
cerinţele; (2) măsura în care ansamblul de caracteristici al unei entităţi conferă acesteia
aptitudinea de a satisface anumite cerinţe (nevoi) exprimate sau implicite.
31) Capabilitate: abilitatea unei organizaţii, unui sistem sau unui proces de a
realiza un produs care îndeplineşte cerinţele.
32) Caracteristică : trăsătură distinctivă.
33) Caracteristică a calităţii: o caracteristică intrinsecă a unui produs
referitoare la o cerinţă.
34) Cămin: structură amplasată subteran, care poate fi accesată şi este
proiectată să conţină conducta şi/sau elemente (componente) ale acesteia (de
exemplu, robinete / vane, supape sau regulatoare de presiune).
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 42

35) Cedare: termen general utilizat pentru a sugera că un echipament aflat în
funcţiune a devenit complet inoperabil, este operabil dar este incapabil să realizeze
performanţe funcţionale satisfăcătoare sau este serios deteriorat şi a devenit
nefiabil sau nesigur pentru a fi utilizat în continuare.
36) Cerinţă: o nevoie sau o aşteptare care este declarată, în general implicită
sau obligatorie. Cerinţele sunt exprimate de obicei prin proprietăţi şi caracteristici,
pot include aspecte privind aptitudinea de utilizare, siguranţa în funcţionare,
disponibilitatea, fiabilitatea, precum şi aspecte economice sau referitoare la mediul
înconjurător şi pot fi generate de diferite părţi interesate.
37) Cerinţe legale: texte publicate în Monitorul Oficial al României,
secţiunea I, şi care pot fi legi, hotărâri de guvern, ordonanţe simple, ordonanţe
de urgenţă, ordine de ministru; cerinţele legale au un caracter de obligativitate.
38) Chit: material folosit pentru acoperirea / repararea imperfecţiunilor sau
defectelor superficiale exterioare ale unei conducte şi refacerea configuraţiei exterioare
a acesteia, înainte de repararea ei prin aplicarea unui înveliş compozit.
39) Ciupituri: urme de coroziune locală pe suprafaţa unui element de
conductă, în formă de cavităţi sau orificii, având diametrul la suprafaţă de ordinal
de mărime al grosimii de perete a elementului de conductă respectiv.
40) Clasă de locaţie: o categorie de încadrare (convenţională) a ariei
geografice în care este amplasată o conductă, stabilită ţinând seama de o serie de
criterii specificate privind numărul şi apropierea clădirilor sau obiectivelor destinate
activităţilor umane, numărul persoanelor care se află frecvent în acestea, mărimea şi
importanţa lor socio – economică etc. şi luată în considerare la prescrierea
condiţiilor de proiectare, execuţie, operare, încercare şi mentenanţă a conductei.
41) Cod: colecţie de reglementări cu caracter tehnic şi comercial, emise de
autoritatea competentă, prin care se stabilesc reguli şi proceduri obligatorii pentru
agenţii economici din sectorul gazelor naturale.
42) Coeficient de gâtuire: procentajul micşorării secţiunii transversale a
porţiunii calibrate a unei epruvete de tracţiune dintr-un material metalic,
determinată după ruperea epruvetei, în zona gâtuită în care s-a produs ruperea, în
conformitate cu prevederile SR EN 10002.
43) Colier mecanic: dispozitiv care se aplică temporar pe o conductă, în
zona în care s-a produs o scăpare de fluid transportat (o pierdere de etanşeitate),
pentru a reduce sau opri scurgerea fluidului.
44) Compozit: v. Material compozit.
45) Concentrator de tensiuni: discontinuitate sau schimbare de contur care
determină o creştere locală a tensiunilor mecanice într-o conductă.
46) Condiţie inacceptabilă: o condiţie sau stare a unei conducte care necesită
întreprinderea unor acţiuni, cum ar fi, de exemplu, o lucrare de mentenanţă.
47) Conductă: toate părţile sistemului fizic prin care gazele sunt vehiculate,
incluzând tubulatura realizată din ţevi, supapele, fitingurile, flanşele (inclusiv
şuruburile sau prezoanele şi garniturile de etanşare), regulatoarele, recipientele sub
presiune, amortizoarele de vibraţii, robinetele şi alte accesorii ataşate la tubulatură,
staţiile de comprimare, staţiile de reglare – măsurare şi ansamblul acestora. In
această definiţie sunt incluse liniile de colectare şi transport gaze, inclusiv
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 43

accesoriile instalate pe mare pentru vehicularea gazelor de la instalaţiile de
producţie la locaţiile terestre şi echipamentele de stocare, care sunt fabricate sau
forjate din ţeavă sau sunt realizate din ţevi şi fitinguri.
48) Conductă de alimentare din amonte: conductă, inclusiv instalaţiile,
echipamentele şi dotările aferente, prin care se asigură vehicularea gazelor
naturale de la obiectivele de producţie/înmagazinare până la sistemul de
transport/distribuţie.
49) Conductă de transport: conductă care funcţionează în regim de înaltă
presiune, mai mare de 6 bari, inclusiv instalaţiile, echipamentele şi dotările
aferente, prin care se asigură transportul gazelor naturale între punctele de preluare
din conductele din amonte şi punctele de predare la consumatori
distribuitori/furnizori şi, respectiv, tranzitul între punctele de intrare şi punctele de
ieşire în/din ţară. Elementele unei conducte sunt: conducta propriu-zisă, curbele,
fitingurile, flanşele, colectoarele, separatoarele de lichide, staţiile de lansare /
primire PIG, dispozitivele de măsură şi control, bornele de marcare a traseului,
prizele de potenţial, staţiile de protecţie catodică, robinetele, regulatoarele de
presiune, compresoarele etc.
50) Conductă de interconectare: conductă de transport care traversează o
frontieră dintre state pentru unicul scop al conectării sistemelor de transport
naţionale ale acestor state.
51) Conductă magistrală: conductă care funcţionează în regim de înaltă
presiune, mai mare de 6 bari, inclusiv instalaţiile, echipamentele şi dotările
aferente, prin care se asigură transportul gazelor naturale între punctele de preluare
din conductele din amonte şi punctele de predare la consumatori
distribuitori/furnizori şi, respectiv, tranzitul între punctele de intrare şi punctele de
ieşire în/din ţară.
52) Conductă magistrală dedicată: conductă magistrală, incluzând
instalaţiile, echipamentele şi dotările aferente, prin care se asigură, în
exclusivitate, tranzitul gazelor naturale.
53) Conductă submarină: conductă amplasată în apa unei mări sau în
estuarul unui fluviu.
54) Conductă terestră: conductă aeriană sau îngropată, amplasată pe uscat
sau sub cursurile râurilor sau fluviilor.
55) Conformitate/Neconformitate: îndeplinirea/neîndeplinirea unei cerinţe.
56) Consecinţă (a cedării conductei): impactul pe care cedarea unei
conducte îl poate avea asupra publicului, salariaţilor, proprietăţilor şi mediului
înconjurător.
57) Consumator: persoana fizică sau juridică care cumpără gaze naturale
pentru consumul propriu.
58) Contract de transport: un contract încheiat de operatorul de reţea de
transport cu un utilizator al reţelei în vederea realizării transportului.
59) Controlul calităţii: partea managementului calităţii concentrată pe
îndeplinirea cerinţelor referitoare la calitate.
60) Corecţie: acţiune de eliminare a unei neconformităţi detectate.
61) Coroziune: deteriorarea materialului metalic al unei conducte prin
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 44

acţiunea chimică sau electrochimică a fluidului transportat sau a mediului în care
este amplasată conducta.
62) Coroziune fisurantă sub tensiune: formă de coroziune care constă în
iniţierea şi creşterea unor fisuri în materialul metalic al unei conducte datorită
interacţiunii unui mediu local coroziv şi a tensiunilor mecanice de întindere din
peretele conductei.
63) Coroziune influenţată microbiologic: corodare sau deteriorare a
materialului metalic al unei conducte produsă ca rezultat al activităţii metabolice a
unor microorganisme sau care este iniţiată sau accelerată prin activitatea unor
microbi.
64) Crestătură: o indentaţie sau o discontinuitate în formă de V sau U pe
suprafaţa ţevilor unei conducte. Crestăturile sunt periculoase deoarece sunt
concentratori de tensiuni.
65) Curbă cu guşe (cute): ţeavă curbată produsă cu ajutorul unei maşini sau
printr-un proces controlat care prezintă un contur discontinuu (cutat) pe intrados.
66) Defect: (1) imperfecţiune care nu respectă criteriile specificate de
acceptabilitate; (2) neîndeplinirea unei cerinţe referitoare la o utilizare intenţionată
sau specificată a unui produs.
67) Defect de tip fisură: un defect care, atunci când este depistat printr-o
tehnică de control nedestructiv, are caracteristicile fizice ale unei fisuri.
68) Degradare mecanică: formă de degradare a unei conducte sau a izolaţiei
(învelişului de protecţie anticorosivă al) unei conducte produsă de o forţă
exterioară. In această formă de degradare se pot include adânciturile produse prin
lovire, deplasările învelişului de protecţie, transferul sau aşchierea materialului
metalic al conductei, deformarea plastică şi ecruisarea superficială a peretelui
conductei, generarea de tensiuni reziduale în peretele conductei etc.
69) Degradare produsă (indusă) de hidrogen: o formă de degradare a
conductelor sau a elementelor acestora datorită expunerii în medii (lichide sau
gazoase) care determină absorbţia hidrogenului în materialul metalic din care
acestea sunt confecţionate. Exemple de forme de degradare produse de hidrogen:
formarea de fisuri interne, apariţia de umflături (blisters) sau sufluri, fragilizarea
(pierderea ductilităţii), atacul hidrogenului la temperaturi ridicate (decarburarea
superficială a elementelor din oţel şi reacţii chimice cu hidrogenul).
70) Degradare produsă de o terţă parte: deteriorare sau degradare produsă
la o conductă sau la un element al acesteia de către o entitate străină (care nu
lucrează pentru operatorul conductei).
71) Deşeu: orice substanţă, preparat sau orice obiect din categoriile stabilite
de legislaţia specifică privind regimul deşeurilor, pe care deţinătorul îl aruncă, are
intenţia sau are obligaţia de a-l arunca.
72) Deşeu reciclabil: deşeu care poate constitui materie primă într-un proces
de producţie pentru obţinerea produsului iniţial sau pentru alte scopuri.
73) Deteriorarea mediului: alterarea caracteristicilor fizico-chimice şi
structurale ale componentelor naturale şi antropice ale mediului, reducerea
diversităţii sau productivităţii biologice a ecosistemelor naturale şi antropizate,
afectarea mediului natural cu efecte asupra calităţii vieţii, cauzate, în principal, de
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 45

poluarea apei, atmosferei şi solului, supraexploatarea resurselor, gospodărirea şi
valorificarea lor deficitară, ca şi prin amenajarea necorespunzătoare a teritoriului.
74) Diametru exterior nominal: diametrul circumferinţei exterioare a ţevilor
(exprimat în mm) precizat în standardele şi normele de fabricare a acestora.
75) Dimensiune nominală: un număr convenţional, fără dimensiuni,
aproximativ egal cu diametrul exterior al ţevilor / tubulaturii unei conductei
(exprimat în in sau în mm), care serveşte la indicarea univocă a mărimii ţevilor /
conductei. Este denumită şi diametru nominal al ţevilor / conductei.
76) Discontinuitate structurală generală: o sursă de intensificare a
tensiunilor mecanice sau deformaţiilor care afectează o zonă relative largă a unei
conducte şi are un efect semnificativ asupra stării de tensiuni mecanice şi
deformaţii generate în conductă. Exemple de astfel de discontinuităţi: joncţiunile
dintre flanşe sau capace / funduri şi elementele conductei realizate din ţeavă,
racordurile amplasate pe elementele conductei, îmbinările dintre elementele
conductei realizate din ţevi cu diametre sau grosimi de perete diferite.
77) Discontinuitate structurală locală: o sursă de intensificare a tensiunilor
mecanice sau deformaţiilor care afectează o zonă relative restrânsă a unei
conducte şi nu are un efect semnificativ asupra stării de tensiuni mecanice şi
deformaţii generate în conductă. Exemple de astfel de discontinuităţi: filetele cu
raze mici la vârf, racordurile mici, îmbinările sudate cu lipsă de pătrundere.
78) Dispozitiv de protecţie la suprapresiune : v. Echipament de protecţie la
suprapresiune.
79) Ductilitate: aptitudinea unui material metalic de a putea fi deformat
plastic fără fisurare sau rupere. Caracteristicile mecanice care pot exprima
cantitativ ductilitatea unui material metalic sunt: alungirea procentuală după
rupere şi coeficientul de gâtuire, determinate prin încercarea la tracţiune, respectiv
energia de rupere, determinată prin încercarea la încovoiere prin şoc.
80) Echilibru ecologic: ansamblul stărilor şi inter relaţiilor dintre elementele
componente ale unui sistem ecologic, care asigură menţinerea structurii,
funcţionarea şi dinamica ideală a acestuia.
81) Echipament de diminuare a presiunii: echipamentul instalat pentru
eliminarea / evacuarea gazului dintr-un sistem protejat pentru a preveni ca presiunea
acestuia să depăşească o limită prescrisă / prestabilită. Gazul poate fi evacuate în
atmosferă sau într-un sistem cu presiunea mai joasă, capabil să preia în siguranţă
gazul descărcat. Echipamentul include ţevile şi dispozitivele auxiliare, cum sunt
supapele, instrumentele de control, anexele şi echipamentele de ventilare.
82) Echipament de limitare a presiunii: echipamentul care, în condiţii de
funcţionare anormale, va reduce, limita sau întrerupe curgerea gazului în sistem
pentru ca presiunea gazului să nu depăşească o valoare prestabilită. Când condiţiile
de presiune normală sunt îndeplinite, echipamentul de limitare a presiunii pot
exercita un anumit grad de control al curgerii gazelor sau pot fi menţinute în poziţia
complet deschis. Echipamentul include ţevile şi dispozitivele auxiliare, cum sunt
supapele, instrumentele de control, anexele şi echipamentele de ventilare.
83) Echipament de munca: orice maşină, aparat, unealta sau instalaţie
folosita la locul de munca.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 46

84) Echipament de protecţie la suprapresiune : echipament sau dispozitiv
instalat pe o conductă sau o reţea de transport pentru a asigura că presiunea în
acestea sau în părţi ale acestora nu depăşeşte o valoare prescrisă.
85) Echipament de reglare a presiunii: echipamentul instalat pentru
reducerea şi reglarea automate a presiunii în avalul unei conducte sau în conducta
cu care aceasta este conectată. Echipamentul include ţevile şi dispozitivele
auxiliare, cum sunt supapele, instrumentele de control, anexele şi echipamentele
de ventilare.
86) Echipament NoPIG: echipamentul cu care se poate realiza inspecţia ―inline‖
a unei conducte fără a fi necesară introducerea şi deplasarea în tubulatura
acesteia a unui dispozitiv de tip PIG inteligent.
87) Eficacitate: măsura în care sunt realizate activităţile planificate şi sunt
obţinute rezultatele scontate.
88) Eficienţă: relaţia între rezultatul obţinut şi resursele utilizate.
89) Energia de rupere: energia consumată pentru ruperea unei epruvete (cu
o anumită configuraţie, prevăzută sau nu cu un concentrator de tensiuni de tipul
unei crestături în formă de U sau V) la încercarea la încovoiere prin şoc.
90) Eroziune: deteriorarea materialului unei conducte prin acţiunea
mecanică abrazivă a unui fluid.
91) Evaluare (a unei conducte): analiza şi determinarea măsurilor de
asigurare a aptitudinilor de exploatare a unei conducte în condiţii normale
(curente) de operare.
92) Evaluare a aptitudinii de funcţionare (a unei conducte): o metodologie
prin care defectele şi condiţiilor tehnice de lucru ale unei conducte sunt evaluate
pentru a determina integritatea acesteia şi a decide menţinerea sa în funcţiune.
93) Evaluare a impactului asupra mediului: proces menit să identifice, să
descrie şi să stabilească, în funcţie de fiecare caz şi în conformitate cu legislaţia în
vigoare, efectele directe şi indirecte, sinergice, cumulative, principale şi secundare
ale unui proiect asupra sănătăţii oamenilor şi a mediului.
94) Evaluare a integrităţii (unei conducte): proces care include inspecţia
elementelor unei conducte, evaluarea indicaţiilor furnizate de inspecţie,
examinarea conductei cu diverse tehnici sau metode, interpretarea rezultatelor
examinării, caracterizarea defectelor ca tip şi severitate (gravitate) şi determinarea
nivelului de integritate rezultat în urma analizei.
95) Evaluare a riscului (la o conductă): proces sistematic prin care sunt
identificate potenţialele pericole, se estimează probabilitatea materializării acestora
prin avarii sau accidente tehnice şi se evaluează consecinţele producerii unor astfel de
evenimente nedorite. Evaluarea riscului poate avea diverse scopuri şi se poate realiza la
diferite niveluri de detaliere, depinzând de obiectivele operatorului conductei.
96) Evaluare inginerească (a unei conducte): o evaluare documentată,
utilizând principiile inginereşti, asupra efectelor unor variabile relevante asupra
comportării în exploatare a unei conducte.
97) Examinare (a unei conducte): inspectarea fizică directă a unei conducte
de către o persoană, care poate include şi folosirea unei metode de examinare
nedistructivă – NDE.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 47

98) Examinare nedistructivă: categorie de metode sau tehnici de examinare
care nu produc nici o deteriorare a elementelor verificate. In această categorie sunt
incluse metodele de examinare vizuală, cu radiaţii penetrante, cu ultrasunete,
electromagnetică şi cu lichide penetrante.
99) Excavaţie de intervenţie: v. Groapă de intervenţie.
100) Executant şi/sau Constructor: persoană fizică sau juridică ce poartă
responsabilitatea fabricării şi/sau instalării unei conducte, în conformitate cu
proiectul ingineresc şi cu cerinţele normativelor şi standardelor în vigoare.
101) Expert în materie : persoane care au expertiză într-un domeniu specific
al operării sau ingineriei.
102) Extravilan (al unei localităţii): teritoriul cuprins între limita
intravilanului si limita administrativ-teritorială a unităţii de bază (municipiu, oraş,
comună), înăuntrul căruia autorizarea executării lucrărilor de construcţii este
restricţionată, în condiţiile legii .
103) Fisură : o separare sau discontinuitate fizică în interiorul materialului unui
element de conductă, produsă prin acţiunea unei stări de tensiuni mecanice, care nu
este suficient de extinsă pentru a cauza ruperea completa a acestuia. Fisurile sunt
considerate imperfecţiuni sau defecte plane, având feţele practice coincidente şi sunt
periculoase deoarece pot creşte, prin oboseală sau coroziune sub tensiune, până la o
mărime critică, la care se produce ruperea elementului de conductă.
104) Fisurare produsă (indusă) de hidrogen: o formă de degradare datorită
prezenţei hidrogenului, constând din apariţia fisurilor în materialul metalic din
care este realizată o conductă.
105) Flanşă de izolare: fiting având rezistenţă electrică ridicată, care poate fi
amplasat pe o conductă pentru a izola electric un tronson al acesteia de altul.
106) Fontă cenuşie: o fontă în care cea mai mare parte a carbonului conţinut se
află sub formă de carbon liber (grafit), distribuit în formaţiuni lamelare în structură.
107) Fontă ductilă: o fontă în structura căreia sunt prezente formaţiuni fine
de grafit sferoidal. Proprietăţile dorite ale fontei ductile sunt determinate de
compoziţia lor chimică şi de tratamentele termice aplicate pieselor turnate din
astfel de materiale. Este denumită şi fontă nodulară sau fontă cu grafit nodular.
108) Forţă majoră: eveniment viitor, absolut imprevizibil si insurmontabil,
care exonerează de răspundere oricare parte aflata în culpa.
109) Furnizor al setului de reparare: firma (compania) care furnizează şi
instalează setul de reparare pentru o conductă.
110) Gaze: orice gaz sau amestec de gaze cu caracteristici de combustibil
destinat utilizării domestice sau industriale şi care este furnizat utilizatorului
printr-o conductă. Tipurile comune de gaze sunt gazele naturale, gazele fabricate
şi gazele petroliere lichefiate, furnizate în sau fără amestec cu aerul
111) Gaze bogate: gaze care conţin cantităţi semnificative de hidrocarburi sau
componente mai grele decât metanul şi etanul. Modul de decomprimare a gazelor
bogate diferită de cel corespunzător metanului sau etanului.
112) Gaze naturale: gazele libere din zăcămintele de gaz metan, gazele
dizolvate în ţiţei, cele din capul de gaze asociat zăcămintelor de ţiţei, precum şi
gazele rezultate din extracţia sau separarea hidrocarburilor lichide.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 48

113) Gâtuire la rupere: v. Coeficient de gâtuire.
114) Grad (de rezistenţă mecanică) al unei ţevi: partea din specificaţia
privind materialul unei ţevi care include limita de curgere minimă specificată.
115) Groapă de intervenţie: excavaţia cu cele mai mici dimensiuni care
permite formarea unei incinte suficiente pentru examinarea sau repararea
elementelor unei conducte de transport.
116) Grosime actuală a peretelui: valoarea reprezentativă a grosimii peretelui
ţevilor tubulaturii unei conducte, neafectată de nici o anomalie, măsurată pe
anumite ţevi ale acesteia.
117) Grosime minimă a peretelui învelişului / manşonului: grosimea
minimă a învelişului sau manşonului folosit la repararea unei conducte, impusă de
procedura de mentenanţă.
118) Grosime minimă admisibilă a peretelui: grosimea nominală a peretelui
ţevilor unei conducte plus abaterea admisibilă negativă la grosime prevăzută în
specificaţia tehnică de fabricare a ţevilor.
119) Grosimea minimă efectivă a peretelui: grosimea minimă a peretelui
ţevilor unei conducte, care există la fundul unei anomalii după ce concentratorul
de tensiuni sau anomalia metalurgică este eliminată prin polizare.
120) Grosime nominală a peretelui: grosimea peretelui ţevilor tubulaturii
conductei calculată la proiectare sau utilizată în calculele de proiectare. Ţevile
necesare realizării unei conducte pot fi comandate la această grosime, fără adaosul
determinat de abaterile admisibile negative de fabricare.
121) Impact asupra mediului: orice modificare a mediului, dăunătoare sau
benefică, totală sau parţială, care rezultă din activităţile, produsele sau serviciile
unei organizaţii.
122) Imperfecţiune: (1) discontinuitate evidenţiată în cursul testării sau
inspectării unei conducte, care necesită evaluarea privind respectarea unor criterii
de acceptare; (2) o anomalie, alta decât lipsa de material datorită coroziunii şi care
nu este un punct de sudură sau de amorsare a arcului electric, care poate fi
eliminată prin polizare la o adâncime ce nu depăşeşte 12,5 % din grosimea
nominală a peretelui conductei sau care este o lipsă de material cauzată de
coroziune în dreptul căreia grosimea neafectată minimă a peretelui conductei este
de cel puţin 90 % din grosimea nominală. O imperfecţiune care nu necesită alte
remedieri decât polizarea pentru eliminarea efectului de concentrare a tensiunilor.
123) Incident (la o conductă): o scăpare (pierdere) neintenţionată de gaze
datorită cedării unei conducte.
124) Indentaţie: o deformare locală spre interior a conturului suprafeţei unei
ţevi a conductei, cauzată de un impact mecanic, neînsoţită de o lipsă de material.
Efectul de concentrator de tensiuni al unei indentaţii poate constitui o ameninţare
importantă pentru integritatea unei conducte. O dublă indentaţie constă din două
indentaţii suprapuse în lungul axei conductei, generând o zonă de inversare a
curburii acesteia în direcţie longitudinală. Fisurile de oboseală au tendinţa să se
dezvolte în regiunea de trecere dintre cele două indentaţii şi este probabil să se
extindă până la mărimea critică mai repede decât fisurile de oboseală din zona
unei indentaţii simple.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 49

125) Indicaţie (a unei examinări): informaţie sau semnalizare furnizată prin
aplicarea unei tehnici (metode) de examinare nedistructivă, care poate să indice
sau nu prezenţa unui defect.
126) Inspecţie: activitate de evaluare a conformităţii prin observare şi
judecare, însoţite după caz de operaţii de măsurare, încercare sau comparare
efectuate cu echipamente adecvate.
127) Inspecţie (a unei conducte): folosirea (aplicarea) unei metode de
examinare nedistructivă la o conductă.
128) Inspecţie “in–line”: tehnică (metodă) de inspectare a unei conducte care
foloseşte dispozitive de tip PIG inteligent sau echipamente NoPIG. Aceste
dispozitive sau echipamente se deplasează la interiorul sau pe exteriorul conductei
şi furnizează indicaţii privind defectele de tipul pierderilor de metal, deformaţiilor
locale, fisurilor etc.
129) Inspecţie “in–line” prin metoda MFL: metodă de inspectare ―in – line‖
la care dispozitivul de tip PIG inteligent este dotat cu magneţi între polii cărora se
generează câmpuri magnetice care străbat peretele conductei şi cu senzori care
sesizează perturbaţiile liniilor de câmp magnetic produse de prezenţa defectelor în
peretele conductei.
130) Interfaţă sol – aer: o zonă în care coroziunea externă se poate produce
pe conductele parţial îngropate. Zona variază în funcţie de diverşi factori:
umiditatea şi conţinutul de oxigen ale solului, temperatura de operare a conductei.
Se consideră, în general, că această zonă se extinde de la 12 in (305 mm) sub
suprafaţa solului până la 6 in (150 mm) deasupra solului. Conductele amplasate
paralel şi în contact cu solul se consideră amplasate în această zonă.
131) Intravilan (al unei localităţi): teritoriul care constituie o localitate, se
determină prin Planul urbanistic general (PUG) si cuprinde ansamblul terenurilor de
orice fel, cu/fără construcţii, organizate si delimitate ca trupuri independente,
plantate, aflate permanent sub ape, aflate în circuitul agricol sau având o altă
destinaţie, înăuntrul căruia este permisă realizarea de construcţii, în condiţiile legii.
132) Îmbinare mecanică: îmbinare realizată cu scopul asigurării rezistenţei
mecanice, etanşeităţii sau rezistenţei şi etanşeităţii, rezistenţa mecanică fiind
realizată prin filetarea, canelarea, evazarea sau flanşarea capetelor conductei sau
folosind şuruburi, prezoane, bolţuri sau inele, iar etanşeitatea – prin îmbinări
filetate, garnituri, capete rulate, ştemuirea sau prelucrarea şi mătuirea suprafeţelor.
133) Îmbunătăţire a calităţii: partea managementului calităţii concentrată pe
creşterea abilităţii de a îndeplini cerinţele care definesc calitatea produselor.
134) Încercare: determinarea uneia sau mai multor caracteristici în
conformitate cu o procedură.
135) Înregistrare: document de tip special, prin care se declară rezultatele
obţinute sau se furnizează dovezi ale activităţilor realizate.
136) Întăritor: component adăugat la o răşină termorigidă (un material polimeric
termorigid) pentru activarea sa chimică în vederea reticulării (întăririi la rece).
137) Licenţă: act administrativ individual emis de ANRE, care conferă
titularului, persoana juridica, dreptul de a desfăşura activităţi comerciale şi/sau de
prestări de servicii în legătură cu activitatea de transport a gazelor naturale.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 50

138) Limită de curgere: tensiunea mecanică, exprimată în N/mm 2 sau MPa, la
care o epruvetă de tracţiune dintr-un material metalic capătă o deformaţie specifică
remanentă (neproporţională, de natură plastică) sau totală prescrisă.
139) Limită de curgere convenţională: tensiunea mecanică, exprimată în
N/mm 2 sau MPa, la care o epruvetă de tracţiune dintr-un material metalic capătă o
alungire specifică neproporţională prescrisă. In mod uzual limita de curgere
convenţională se determină (în conformitate cu prevederile SR EN 10002) pentru
o alungire procentuală remanentă de 0,2 % şi se notează R p0,2 .
140) Limită de extensie convenţională: tensiunea mecanică, exprimată în
N/mm 2 sau MPa, la care o epruvetă de tracţiune dintr-un material metalic capătă o
alungire specifică totală (de natură elasto – plastică) prescrisă. În mod uzual limita
de extensie convenţională se determină (în conformitate cu prevederile SR EN
10002) pentru o alungire procentuală totală de 0,5 % şi se notează R t0,5 .
141) Limita de curgere minimă specificată: valoarea minimă a limitei de
curgere sau de extensie convenţională a materialului unui element de conductă,
prescrisă în specificaţia pe baza căreia elementul de conductă a fost realizat sau
cumpărat de la producător.
142) Limita minimă de explozie: cea mai mică proporţie a unui gaz
inflamabil într-un amestec cu aerul care conduce la ardere când vine în contact cu
o sursă de aprindere.
143) Lipire: realizarea unei îmbinări nedemontabile eterogene între piese
metalice, prin acţiunea de capilaritate a unui material de adaos, având temperatura
de topire mai mică decât a materialului de bază (a materialului pieselor care se
îmbină), care, adus în stare lichidă, umectează suprafeţele pieselor care se
îmbină.
144) Lipire tare: lipire efectuată cu un material de adaos care are temperatura
de topire peste 450 o C.
145) Lipire moale: lipire efectuată cu un material de adaos care are
temperatura de topire mai mică decât sau cel mult egală cu 450 o C.
146) Magistrală directă: conductă de gaze naturale complementară
sistemului interconectat, pentru alimentarea unui consumator eligibil direct din
conductele din amonte sau din punctele de import.
147) Management al calităţii: activităţile coordonate pentru a orienta şi
controla o organizaţie în ceea ce priveşte calitatea. Realizarea calităţii dorite
implică angajarea şi participarea tuturor membrilor organizaţiei, în timp ce
responsabilitatea managementului calităţii aparţine managementului de la cel mai
înalt nivel. Managementul calităţii comportă stabilirea politicii referitoare la
calitate şi a obiectivelor calităţii, planificarea calităţii, controlul calităţii, asigurarea
calităţii şi îmbunătăţirea calităţii.
148) Management al schimbării: proces de management care identifică şi
comunică părţilor interesate schimbările de natură tehnică, fizică, organizatorică şi
procedurală care pot influenţa integritatea unui sistem.
149) Management al riscului: program global care constă în identificarea
pericolelor potenţiale privind o locaţie sau un echipament, evaluarea riscului
asociat cu aceste pericole în termenii probabilităţii de producere şi consecinţelor
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 51

incidentelor, diminuarea riscului prin reducerea probabilităţii şi/sau consecinţelor
acestora şi măsurarea diminuării riscului datorită acestor acţiuni.
150) Manualul calităţii: documentul care descrie sistemul de management al
calităţii unei organizaţii. Organizaţiile care implementează un sistem de
management al calităţii trebuie să elaboreze şi să menţină un manual al calităţii
care să includă: a) domeniul de aplicare al SMC, inclusiv detalii şi justificări ale
oricăror excluderi; b) procedurile documentate stabilite pentru SMC sau o referire
la acestea; c) o descriere a interacţiunii dintre procesele SMC.
151) Material compozit: material cu structură eterogenă, alcătuită din două
sau mai multe materiale componente, care sunt puternic legate între ele şi
conlucrează eficient pentru a conferi ansamblului structural caracteristici
superioare celor corespunzătoare componentelor sale. Materialele compozite pot
fi: agregate compozite, cu structura alcătuită dintr-un material matrice în care
sunt înglobate granule (particule) din unul sau mai multe materiale; compozite
stratificate, cu structura alcătuită dintr-un material suport (care poate fi, la rândul
său, un material compozit) dispus în straturi solidarizate cu un liant (material de
legătură); compozite (durificate) cu fibre, cu structura alcătuită dintr-un material
matrice în care sunt înglobate fibre individuale (scurte sau lungi, orientate sau
neorientate), împletituri (ţesături) sau împâslituri de fibre din diferite materiale.
Pentru repararea conductelor se utilizează, de obicei, compozite cu fibre, având
matricea o răşină sintetică (poliesterică, epoxidică) şi fibrele din sticlă sau carbon
sau compozite stratificate, alcătuite din straturi de compozit cu fibre, solidarizate
cu un adeziv pe bază de răşini sintetice.
152) Material de umplere: v. Chit.
153) Material plastic: un material care conţine ca ingredient esenţial o
substanţă organică cu masă moleculară mare sau foarte mare (substanţă
macromoleculară sau polimer), este solid în starea sa finită şi în anumite stadii ale
producerii sau prelucrării sale îşi poate modifica forma prin curgere.
154) Material termoplastic: un material plastic care în mod repetat se
înmoaie prin creşterea temperaturii şi se durifică la scăderea acesteia.
155) Material termorigid: un material plastic care poate fi transformat în
produse infuzibile sau insolubile prin aplicarea de tratamente termice sau chimice.
156) Mecanica ruperii: disciplină inginerească, dedicată studierii comportării
fisurilor în materialele din care sunt realizate diverse construcţii mecanice.
Modelele mecanicii ruperii furnizează relaţiile matematice pentru combinaţiile
critice dintre tensiunile mecanice, dimensiunile fisurilor şi tenacitatea la rupere a
materialului unei construcţii mecanice, care conduc la propagarea fisurilor în
materialul construcţiei. Mecanica ruperii liniar – elastice se aplică în cazul când
materialul din jurul fisurilor conţinute în construcţia analizată se comportă
predominant elastic în cursul solicitării mecanice, iar Mecanica ruperii elasto –
plastice este potrivită în cazul când materialul din jurul fisurilor conţinute în
construcţia analizată suferă deformaţii plastice semnificative în cursul solicitării
mecanice care conduce la propagarea fisurilor.
157) Mecanism de deteriorare / degradare: un fenomen care induce
modificări dăunătoare ale compoziţiei, structurii şi proprietăţilor materialului din
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 52

care este realizat un element de conductă. Mecanismele de degradare au acţiune
cumulativă şi ireversibilă. Mecanismele obişnuite de degradare ale elementelor
sau componentelor (ţevi, învelişuri de protecţie etc.) unei conducte sunt:
coroziunea, fluajul, eroziunea, oboseala, fisurarea sau îmbătrânirea termică.
158) Mentenanţă: complexul de activităţi efectuat pentru a menţine un
sistem de conducte în starea corespunzătoare asigurării cerinţelor sale funcţionale.
Activităţile pot fi de inspectare, supraveghere, încercare, întreţinere, înlocuire,
remediere şi reparare.
159) Metoda intervalului de supraveghere: metodă de inspectare ce prevede
amplasarea unor prize de potenţial la distanţe prestabilite (de exemplu,
aproximativ 6300 m) în lungul unei conducte şi măsurarea potenţialului conductăsol
pentru aprecierea eficienţei sistemului de protecţie catodică a conductei.
160) Metoda gradientului de tensiune: metodă de inspectare ce constă în
efectuarea de măsurători electrice la distanţe prestabilite în lungul unei conducte,
la suprafaţa solului şi utilizarea rezultatelor pentru stabilirea stării izolaţiei
anticorosive a conductei.
161) Oboseală: degradarea unei conducte prin acţiunea solicitărilor mecanice
variabile în timp, caracterizate prin cicluri sau blocuri de solicitare repetate, cu
intensităţi ale tensiunilor mecanice inferioare rezistenţei la rupere a materialului
conductei.
162) Obturare a unei conducte aflate sub presiune: procedeul tehnic prin
care se realizează blocarea totală a trecerii gazelor printr-o porţiune din tubulatură
şi/sau prin unul sau mai multe elemente componente ale unei conducte destinate
transportului gazelor naturale, în scopul scoaterii temporare din funcţiune a
acestora, pentru efectuarea unor intervenţii.
163) Operator (al unei conducte): entitate care operează şi întreţine o
conductă (cu toate elementele şi accesoriile acesteia) şi are responsabilitatea
financiară pentru aceasta.
164) Operator al sistemului de transport: persoană juridică titulară a licenţei
de transport, în condiţiile Legii 351, având ca obiect de activitate transportul
gazelor naturale.
165) Oţel carbon: oţel pentru care concentraţiile masice ale elementelor
chimice componente, determinate pe oţelul lichid sau pe produsele realizate din
acesta, nu depăşesc următoarele valori limită (în paranteze sunt precizate valorile
limită pe produse, dacă acestea diferă de cele determinate pe oţelul lichid):
aluminiu 0,10 % (0,30 %), bor 0,0008 %, bismut 0,10 %, cobalt 0,10 % (0,30 %),
crom 0,30 %, cupru 0,40 %, mangan 1,65 %, molibden 0,08 %, niobiu 0,06 %,
nichel 0,30 %, plumnb 0,40 %, selenium 0,10 %, siliciu 0,50 % (0,60 %), telur
0,10 %, titan 0,05 %, vanadium 0,10, wolfram 0,10 % (0,30 %), zirconium 0,05
%, altele 0,05 % (0,10 %). Dacă cromul, cuprul molibdenul, niobiul, nichelul,
titanul şi vanadiu sunt prescrise combinat, valoarea limită a sumei concentraţiilor
acestora se consideră 0,7 din suma valorilor limită precizate mai înainte pentru
elementele din combinaţie.
166) Oţel aliat: oţel pentru care concentraţiile masice ale cel puţin unuia
dintre elementele chimice componente, determinate pe oţelul lichid sau pe
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 53

produsele realizate din acesta, ating sau depăşesc valorile limită admise pentru ca
oţelul să fie considerat oţel carbon (nealiat).
167) Oţel nealiat : v. Otel carbon.
168) Perforare sub presiune: conectarea unei ramificaţii la o conductă de
transport sau la un element al unei conducte de transport aflate în condiţii de
operare, care presupune perforarea conductei sau elementului de conductă la care
se face conectarea în prezenţa gazului sub presiune.
169) Persoană autorizată: persoană competentă desemnată pentru a îndeplini
o anumită sarcină privind o reţea de transport.
170) Persoană competentă: persoană care are pregătirea, experienţa şi
aprobarea necesare pentru a realiza activităţi privind elementele unei reţele de
transport.
171) PIG: dispozitiv care se poate deplasa la interiorul unei conducte pentru
a o curăţa sau a o inspecta; PIG de la – Pipeline Inspection Gauge.
172) PIG inteligent: dispozitiv complex utilizat la inspecţia ―in–line‖ a
conductelor.
173) Pigabilitate: însuşirea unei conducte sau a unui tronson de conductă de
a putea fi inspectată ―in–line‖, folosind dispozitive de tip PIG inteligent.
174) Pitting: v. Ciupituri.
175) Planificarea calităţii: parte a managementului calităţii concentrată pe
stabilirea obiectivelor calităţii şi care specifică procesele operaţionale necesare şi
resursele aferente pentru a îndeplini obiectivele calităţii.
176) Politica în domeniul calităţii: intenţiile şi orientările generale ale unei
organizaţii referitoare la calitate, aşa cum sunt exprimate oficial de către
managementul de la cel mai înalt nivel, prin management de la cel mai înalt nivel
înţelegând persoana sau grupul de persoane care orientează şi controlează
organizaţia la cel mai înalt nivel. În general, politica referitoare la calitate este
concordantă cu politica globală a organizaţiei şi furnizează un cadru pentru
stabilirea obiectivelor calităţii, prin acestea înţelegând ce se urmăreşte sau spre ce
se tinde referitor la calitate
177) Politica referitoare la calitate: v. Politica în domeniul calităţii.
178) Poluant: orice substanţă, preparat sub formă solidă, lichidă, gazoasă sau
sub formă de vapori ori de energie radiaţie electromagnetică, ionizantă, termică,
fonică sau vibraţii care, introdusă în mediu, modifică echilibrul constituenţilor
acestuia şi al organismelor vii şi aduce daune bunurilor materiale.
179) Poluare: introducerea directă sau indirectă a unui poluant care poate
aduce prejudicii sănătăţii umane şi/sau calităţii mediului, poate dăuna bunurilor
materiale ori poate cauza o deteriorare sau o împiedicare a utilizării mediului în
scop recreativ sau în alte scopuri legitime.
180) Presiune absolută: presiunea, exprimată în bara sau MPaa, determinată
adăugând presiunea atmosferică la presiunea manometrică.
181) Presiune de calcul: v. Presiune de proiectare.
182) Presiune de operare: presiunea gazelor din conductă în condiţii de
exploatare normală.
183) Presiunea de probă: presiunea la care se realizează proba de presiune a
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 54

unei conducte, pentru a se confirma că aceasta poate fi utilizată în siguranţă.
184) Presiune de proiectare: presiunea (manometrică) utilizată la calculul
tubulaturii şi elementelor unei conducte pentru funcţionarea lor în condiţii de siguranţă.
185) Presiune de reparare: presiunea în tronsonul de conductă care prezintă
o anomalie, la momentul când aceasta este reparată.
186) Presiune manometrică: presiunea, exprimată în bar sau MPa,
determinată cu manometrul sau cu un instrument similar, corespunzătoare
suprapresiunii înregistrate în raport cu presiunea atmosferică. Dacă nu se
precizează altfel, termenul presiune se referă la presiunea manometrică.
187) Presiune maximă admisibilă de operare: presiunea maximă la care
poate funcţiona o conductă. Este mai mică sau egală cu presiunea de proiectare a
conductei.
188) Presiune maximă admisibilă de probare: presiunea maximă a fluidului
din interiorul unei conducte la efectuarea probei de rezistenţă mecanică a acesteia.
189) Presiune maximă admisibilă de testare: v. Presiune maximă
admisibilă de probare.
190) Presiune maximă de avarie : presiunea maximă care se poate atinge
într-o conductă pe o durată scurtă, limitată de dispozitivele de siguranţă.
191) Presiune maximă de operare: presiunea cea mai mare la care o
conducta poate funcţiona în condiţii de siguranţă, într-un ciclu normal de
funcţionare.
192) Presiune maximă reală de operare: v. Presiune maximă de operare.
193) Presiune la proba de etanşeitate: presiunea aplicată în cursul probei de
etanşeitate a unei conducte.
194) Presiune la proba de rezistenţă mecanică: presiunea aplicată în cursul
probei de rezistentă mecanică a unei conducte.
195) Principiul ALARP: un principiu de bază privind definirea riscului
tolerabil (admisibil) pentru o conductă: riscul trebuie redus la nivelul cel mai
scăzut care poate fi raţional realizat. Acest principiu impune proprietarului
conductei să reducă riscul la nivelul la care consecinţele producerii unor incidente
sunt suficient de reduse, iar reducerea lui în continuare ar implica costuri
disproporţionate în raport cu beneficiile obţinute. Principiul recomandă aplicarea
analizei valorii la conducta considerată, determinarea raportului dintre costul
asigurării diferitelor niveluri ale riscului şi beneficiile oferite de fiecare dintre
aceste niveluri, exprimate prin probabilitatea producerii de incidente şi prin
mărimea consecinţelor acestora şi stabilirea riscului tolerabil al conductei ca fiind
nivelul de risc corespunzător minimului raportului cost / beneficii.
196) Prioritate de trecere: fâşie de teren pe care este construită o conductă, o
cale ferată, o linie electrică de putere sau o altă facilitate similară. Ea asigură
dreptul de trecere peste proprietăţile deţinute de alţii. Agrementele privind
prioritatea de trecere permit în general intrările şi ieşirile pentru instalarea,
operarea sau mentenanţa facilităţilor. Lăţimea fâşiei poate varia şi este în mod
obişnuit determinată pe baza negocierii cu deţinătorii de teren afectaţi sau prin
acţiunea legii.
197) Prioritate de trecere privată : priorităţi de trecere ne localizate pe căile
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 55

de transport cu destinaţie publică : drumuri, străzi, şosele sau căi de transport pe
şine (tren, tramvai, metrou etc.).
198) Probă de etanşeitate: o probă care demonstrează că pe o conductă nu se
produc pierderi (scurgeri) de fluid transportat, pe baza lipsei unei căderi de
presiune după o perioadă de timp prescrisă, în care conducta a fost presurizată, iar
sursa de presiune şi consumatorii au fost izolaţi.
199) Probă de presiune: o probă prin care se verifică rezistenţa mecanică a
unei ţevi sau a unei conducte.
200) Proces: ansamblu de activităţi corelate sau în interacţiune, care
transformă anumite elemente de intrare în anumite elemente de ieşire.
201) Produs: rezultatul unui proces. Se consideră că există patru categorii
generice de produse: a) serviciile; b) software-ul (produsele informatice);
c) hardware-ul (produsele materiale sau produsele propriu-zise); d) materialele
procesate.
202) Proiectant: persoană fizică sau juridică ce poartă responsabilitatea
pentru proiectarea unei conducte în conformitate cu orice cerinţă stabilită de
proprietar şi în acord cu cerinţele normativelor şi standardelor în vigoare.
203) Probă de rezistenţă mecanică: v. Probă de presiune.
204) Producător: persoană fizică sau juridică ce poartă responsabilitatea
realizării unei conducte în conformitate cu proiectul ingineresc şi cu cerinţele
normativelor şi standardelor în vigoare. Dacă un producător angajează
subcontractori sau executanţi şi/sau constructori, trebuie să aibă un control total al
activităţii acestora.
205) Program de management al integrităţii bazat pe performanţă: proces
de management al integrităţii care utilizează principiile managementului riscului şi
evaluările de risc pentru a stabili acţiunile de prevenire, identificare şi ameliorare
şi programarea lor în timp.
206) Program de management al integrităţii bazat pe prescripţii: proces de
management al integrităţii care respectă condiţii prestabilite la stabilirea
activităţilor de inspectare şi ameliorare şi a oportunităţii acestora.
207) Proprietar: persoană fizică sau juridică responsabilă pentru stabilirea
cerinţelor de proiectare şi pentru construirea, examinarea, inspecţia şi testarea
tuturor elementelor unei sistem de conducte. Proprietarul este în mod normal
deţinătorul sistemului de conducte şi/sau responsabilul cu operarea acestuia.
208) Protecţie catodică: tehnică prin care conductele metalice îngropate sunt
protejate împotriva deteriorării prin coroziune generală sau locală, făcând ca
tubulatura conductei să fie catodul unei celule electrochimice şi reglând astfel
potenţialul electric dintre conductă şi mediul în care este amplasată.
209) Protecţie la suprapresiune : v. Echipament de protecţie la
suprapresiune.
210) Punere în funcţiune: activităţi efectuate în vederea începerii operării
unei conducte în conformitate cu proiectul.
211) Racord : conducta de legătură între o ramură principală (conductă din
amonte, conductă de transport, conductă de distribuţie a gazelor naturale) şi o
staţie de măsurare sau o staţie de reglare, măsurare, predare a gazelor naturale,
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 56

care alimentează un sistem de distribuţie, un consumator sau un grup de
consumatori.
212) Rebutare: acţiune asupra unui produs neconform pentru a împiedica
utilizarea intenţionată iniţial (în cazul bunurilor neconforme, rebutarea presupune
distrugerea sau reciclarea produselor, iar în cazul serviciilor neconforme, rebutarea
constă în întreruperea furnizării acestora).
213) Recepţie a lucrărilor de mentenanţă: componentă a sistemului calităţii,
reprezentată de actul prin care OST declară că acceptă, preia lucrarea cu sau fără
rezerve şi că aceasta poate fi dată în folosinţă; prin actul de recepţie se certifică
faptul că executantul şi-a îndeplinit obligaţiile în conformitate cu sarcinile de
serviciu sau cu prevederile contractului şi ale documentaţiei de realizare a
lucrărilor de mentenanţă la conductele SNT.
214) Reclasare: modificarea clasei unui produs neconform, pentru a-l face
conform cu cerinţe diferite de cele impuse iniţial.
215) Regulator de lucru: un regulator instalat pe o conductă de gaze aflată în
exploatare pentru a ţine sub control presiunea gazului livrat consumatorului.
216) Regulator de monitorizare: un regulator de presiune instalat în serie cu
un alt regulator de presiune şi care, în caz de urgenţă, când presiunea depăşeşte o
valoare setată, preia automat controlul presiunii în aval.
217) Reînnoire: activitate prin care se îndepărtează o componentă existentă şi se
înlocuieşte cu una nouă, de aceeaşi calitate sau mai bună ca a componentei originale.
218) Remediere: o activitate care transformă într-o entitate acceptabilă un
defect sau o condiţie inacceptabilă. Remedierea poate include repararea, reducerea
presiunii sau alte acţiuni menite să împiedice ca un defect să producă o cedare.
219) Reparare: (1) proces de remediere a unui defect din materialul de bază
sau îmbinările sudate ale unei conducte; (2) acţiune asupra unui produs
neconform, pentru a-l face acceptabil pentru utilizarea intenţionată (spre deosebire
de reprelucrare, repararea poate afecta sau schimba părţi ale produsului
neconform; repararea include şi acţiunile de remediere întreprinse asupra unui
produs, anterior conform, pentru a-l repune în uz).
220) Reparaţie: rezultatul unui proces de reparare.
221) Reparaţie cu manşon din material compozit: metodă de efectuare a
reparaţiilor cu caracter permanent, care utilizează manşoane din material compozit
aplicate cu un adeziv.
222) Reparaţie permanentă: o reparaţie care se prevede să reziste pe întreaga
durată de viaţă a unei conducte.
223) Reparaţie temporară: o reparaţie efectuată la o conductă în scopul de a
restabili integritatea acesteia la nivel suficient pentru a putea funcţiona până la o
reparaţie permanentă, care este programată şi se va realiza într-o perioadă de
timp admisă.
224) Reprelucrare: acţiune asupra unui produs neconform, pentru a-l face
conform cu cerinţele.
225) Repunere în funcţiune: activităţi necesare pentru a pune în funcţiune o
conductă, un echipament sau un ansamblu de echipamente, care a fost scoasă din
funcţiune.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 57

226) Reţea de transport: ansamblul de conducte conectate între ele, inclusiv
instalaţiile şi echipamentele aferente pentru vehicularea gazelor naturale în
regimul de presiune al SNT.
227) Rezistenţă la oboseală: tensiunea maximă a unei solicitări mecanice
variabile pentru care materialul unei conducte nu se rupe sub acţiunea unui număr
specificat de cicluri ale solicitării respective.
228) Rezistenţă la rupere (la tracţiune): tensiunea mecanică (convenţională),
exprimată în N/mm 2 sau MPa, calculată raportând intensitatea forţei maxime de
tracţiune pe care o epruvetă dintr-un material metalic o suportă înainte de rupere la
aria secţiunii transversale iniţiale a epruvetei. Se notează R m .
229) Rezistenţă la rupere minimă specificată: valoarea minimă a rezistenţei la
rupere (la tracţiune) a materialului unui element de conductă, prescrisă în specificaţia
pe baza căreia elementul de conductă a fost realizat sau cumpărat de la producător.
230) Risc: o măsură a pierderii de potenţial, care exprimă atât probabilitatea
producerii unui incident, cât şi mărimea consecinţelor acestuia.
231) Rupere (a unei conducte): cedarea completă a oricărei porţiuni a conductei.
232) Satisfacţie a clientului: percepţia clientului despre măsura în care
cerinţele sale au fost îndeplinite.
233) Scoatere din funcţiune: activităţi necesare pentru încetarea operării
unei conducte, unui echipament sau unui ansamblu de echipamente şi izolarea
acestora de sistemul din care fac parte. Aceste activităţi nu implică în mod necesar
abandonarea elementelor oprite.
234) Scobitură: un şanţ alungit sau o cavitate în peretele unei conducte,
cauzată printr-o îndepărtare mecanica a materialului. Scobiturile reduc grosimea
peretelui conductei, au lungimea mult mai mare decât lăţimea, sunt caracterizate
prin ascuţimea marginilor lor, iar materialul în zona de formare poate fi ecruisat
prin deformare plastică. Scobiturile pot constitui ameninţări importante pentru
integritatea unei conducte.
235) Scurgere: pierdere (scăpare) neintenţionată de gaze dintr-o conductă.
Scurgerilor pot fi cauzate de existenţa unor orificii sau fisuri, de pierderea
contactului sau strângerii dintre elementele de etanşare, deconectarea elementelor
conductei sau degradarea îmbinărilor dintre acestea etc.
236) Sectorul gazelor naturale: ansamblul instalaţiilor şi activităţilor
desfăşurate de agenţii economici pentru producţia, transportul, tranzitul,
înmagazinarea, distribuţia, furnizarea şi utilizarea gazelor naturale, precum şi
instalaţiile şi echipamentele folosite pentru realizarea acestor activităţi.
237) Serviciu: rezultatul unor activităţi realizate la interfaţa dintre un furnizor
şi un client; este, în general, imaterial.
238) Set de reparare: pachet de materiale, folosit la repararea conductelor,
alcătuit dintr-un material compozit, un chit şi un adeziv, însoţit de tehnologia de
pregătire a suprafeţei conductei şi de aplicare a învelişului de reparare din
material compozit.
239) Sistem de informaţii geografice : sistem alcătuit din resurse software şi
hardware, date şi personal, care ajută la manipularea, analiza şi prezentarea
informaţiilor privind un amplasament geografic.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 58

240) Sistem de management al calităţii: sistemul de management prin care
se orientează şi se controlează o organizaţie în ceea ce priveşte calitatea.
241) Sistem de management de mediu: componentă a sistemului de
management general, care include structura organizatorică, activităţile de
planificare, responsabilităţile, practicile, procedurile, procesele şi resursele pentru
elaborarea, aplicarea, realizarea, analizarea şi menţinerea politicii de mediu.
242) Sistem de transport: v. Reţea de transport.
243) Sistem naţional de transport: reţeaua de transport al gazelor naturale,
respectiv ansamblul de conducte magistrale, precum şi instalaţiile, echipamentele
şi dotările aferente acestora, care funcţionează la presiune mai mare de 6 bari, prin
care se asigură preluarea gazelor naturale extrase din perimetrele de exploatare sau
a celor provenite din import şi transportul acestora în vederea livrării către
distribuitori, către consumatorii direcţi, la înmagazinare, la export şi către
beneficiarii din terţe ţări.
244) Sistem de poziţionare globală: un sistem folosit la identificarea
latitudinii şi longitudinii geografice a unei locaţii cu ajutorul sateliţilor.
245) Sistem SCADA: sistem care asigură supravegherea şi achiziţionarea
datelor privind funcţionarea unei conducte sau unei reţele de transport.
246) Situaţie de urgenţă: situaţie care ar putea să afecteze operarea în
condiţii de siguranţă a unei conducte şi/sau sănătatea sau securitatea oamenilor sau
mediul înconjurător şi care impune realizarea imediată (în regim de urgenţă) a
unor acţiuni.
247) Spirala calităţii: modelul conceptual al activităţilor interdependente
care influenţează calitatea unui produs în întreaga desfăşurare a fazelor, începând
cu identificarea necesităţilor şi terminând cu evaluarea satisfacerii lor.
248) Staţie de lansare/primire PIG: dispozitiv amplasat pe o conductă pentru
a permite lansarea şi primirea PIG-urilor, sculelor de inspectare şi altor
echipamente care trebuie deplasate prin conductă.
249) Stricţiune : v. Coeficient de gâtuire.
250) Sudare : realizarea unei îmbinări nedemontabile a două sau mai multe
piese, prin încălzire, presare sau încălzire şi presare. Se poate utiliza la sudare un
material de adaos având temperatura de topire similară cu a materialului pieselor
care se îmbină (materialului de baza).
251) Sudare prin topire: sudare care implică topirea locală a pieselor care
se îmbină, nu necesită aplicarea vreunei forţe şi se realizează cu sau fără un
material de adaos.
252) Sudare prin topire cu arc electric: sudare prin topire folosind ca sursă
termică un arc electric.
253) Sudare prin topire cu arc electric şi electrozi înveliţi: sudare prin topire
cu arc electric la care materialul de adaos este sub forma unor electrozi înveliţi.
254) Sudare prin topire cu arc electric în mediu protector gazos: sudare
prin topire cu arc electric la care se realizează protejarea zonei de sudare cu
ajutorul unui gaz inert (procedeele MIG, WIG) sau activ (procedeul MAG).
255) Sudarea prin topire cu flacără de gaze: sudare prin topire folosind ca
sursă termică o flacără realizată cu un gaz combustibil şi oxigen.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 59

256) Supapă de oprire: o supapă instalată pentru a opri curgerea gazului
într-o conductă.
257) Supapă de sens: o supapă care permite curgerea numai într-o anumită
direcţie şi care se închide automat pentru a preveni curgerea în direcţia opusă.
258) Şanţ: un canal lung şi îngust sau o depresiune pe suprafaţa unei
conducte, obţinut prin coroziune sau eroziune dirijată. Şanţurile sunt periculoase,
deoarece sunt concentratori de tensiuni, mai ales dacă sunt orientate perpendicular
pe direcţia tensiunilor maxime generate în cursul funcţionarii conductei.
259) Temperatură ambiantă: temperatura mediului înconjurător, în mod
uzual temperatura aerului în zona de amplasare sau de operare a unei conducte
sau unui element de conductă.
260) Temperatură de proiectare: temperatura considerată în calculele de
proiectare a unei conducte.
261) Temperatură de tranziţie ductil – fragil: temperatura la care modul de
comportare la rupere al unui material se schimbă de la ductil la fragil sau invers.
262) Temperatură de tranziţie vitroasă (sticloasă): temperatura la care o
răşină (material polimeric) suferă o schimbare marcantă a proprietăţilor fizice,
trecând de la starea vitroasă, în care se comportă ca un solid rigid, la o stare înalt
elastică sau elasto – plastică.
263) Temperatura solului: temperatura pământului la adâncimea de
amplasare a unei conducte sau unui element de conductă.
264) Tenacitate : aptitudinea unui material de absorbi energie şi a se deforma
plastic înainte de rupere.
265) Tenacitate la rupere : rezistenţa unui material la cedarea datorită
extinderii (propagării) unei fisuri.
266) Tensiune mecanică circumferenţială: tensiunea mecanică generată pe
direcţie circumferenţială (inelară) în peretele unei conducte prin acţiunea presiunii
fluidului vehiculat în aceasta. Dacă conducta are diametrul exterior D e şi grosimea
de perete t, iar fluidul vehiculat are presiunea p, tensiunea circumferenţială în
peretele conductei este dată de relaţia:
D t
p e .
2t
267) Tensiune mecanică circumferenţială maximă admisibilă: intensitatea
maximă permisă a tensiunii mecanice circumferenţiale din peretele unei conducte,
stabilită de proiectantul conductei ţinând seama de cerinţele impuse de clasa de
locaţie şi de condiţiile de operare ale conductei.
268) Tensiune mecanică inelară : v. Tensiune mecanică circumferenţială.
269) Tensiune mecanică de operare: tensiune mecanică generată în condiţii
normale de operare într-o conductă sau un element de conductă.
270) Tensiune mecanică secundară: tensiune mecanică generată în peretele
unei conducte sub acţiunea altor solicitări (încărcări) mecanice decât presiunea
fluidului vehiculat, cum ar fi încărcările datorită acoperirii cu pământ, încărcările
datorită traficului din vecinătatea conductei, încărcările cauzate de hazarde
naturale (alunecări de teren, viituri, cutremure), încărcările specifice traversărilor,
încărcărilor pe suporturi sau la conexiuni.
271) Transportator : v. Operator de transport.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 60

272) Transport al gazelor naturale: (1) activitatea organizată pentru
vehicularea gazelor naturale prin sistemul naţional de transport; (2) transportul
gazelor naturale printr-o reţea, constituită din gazoducte de înaltă presiune, alta
decât reţeaua de gazoducte din amonte şi decât acea parte din gazoductele de
înaltă presiune care este folosită în principal pentru distribuţia de gaze naturale
la nivel local, în vederea furnizării către clienţi, dar neincluzând
aprovizionarea.
273) Ţeavă: un produs tubular fabricat pentru a fi vândut ca un articol (marfă,
semifabricat) distinct. Elementele cilindrice (virolele) realizate din tablă prin
deformare plastică şi sudare longitudinală nu se consideră a fi ţevi.
274) Ţeavă expandată la rece: (1) o ţeavă, sudată sau fără sudură, deformată
şi expandată la rece în cursul fabricării, astfel încât să se realizeze o lungire
remanentă a circumferinţei secţiunilor sale transversale de cel puţin 0,5 %; (2) o
ţeavă care, aflată la temperatura ambiantă pe linia de fabricaţie, a suferit, pe toată
lungimea, o mărire remanentă a diametrului exterior sau lungimii circumferinţei
de cel puţin 0,3 %, prin deformarea sa, într-o matriţă închisă, sub acţiunea
presiunii unui fluid introdus în aceasta sau prin expandarea sa din interior cu
ajutorul unui dispozitiv mecanic.
275) Ţeavă fără sudură: ţeavă care nu conţine îmbinări sudate realizate în
procesul de fabricaţie. Se fabrică din oţel, printr-un proces tehnologic adecvat,
care cuprinde prelucrări prin deformare plastică la cald, urmate, eventual, de
operaţii de finisare prin deformare plastică la rece, care îi conferă forma,
dimensiunile şi caracteristicile mecanice dorite.
276) Ţeavă sudată: ţeavă realizată, dintr-un semifabricat de tip platbandă
laminată, prin curbare şi sudare longitudinală (ţeavă sudată longitudinal) sau
elicoidală (ţeavă sudată elicoidal), efectuată printr-un procedeu tehnologic adecvat
de sudare prin topire sau prin presiune.
277) Umflătură: o deformare spre exterior a conturului suprafeţei unei ţevi a
conductei, neînsoţită de o lipsă de material.
278) Utilizator de reţea: partener contractual al operatorului sistemului de
transport, în baza contractelor de transport, precum şi al furnizorilor,
producătorilor, importatorilor, consumatorilor, distribuitorilor, operatorilor
instalaţiilor de înmagazinare, în baza contactelor încheiate.
279) Verificare: confirmarea, prin furnizare de dovezi obiective, a
îndeplinirii cerinţelor specificate.
280) Zgârietură: o mică amprentă / urmă liniară pe suprafaţa unei conducte,
cauzată de trecerea unui obiect ascuţit în lungul acestei suprafeţe.
281) Zonă de protecţie: zona adiacentă obiectivelor (conductelor) din
sectorul gazelor naturale, extinsă în spaţiu, în care se instituie interdicţii privind
accesul persoanelor, regimul activităţilor şi al construcţiilor, stabilite prin norme
tehnice.
282) Zonă de siguranţă: zona adiacentă obiectivelor (conductelor) din
sectorul gazelor naturale, extinsă în spaţiu, în care se instituie restricţii şi
interdicţii, în scopul asigurării funcţionării normale şi pentru evitarea punerii în
pericol a persoanelor, bunurilor şi mediului, stabilite prin norme tehnice; zona de
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 61

siguranţă cuprinde şi zona de protecţie.
283) Zonă de subţiere locală: zonă de pe suprafaţa unui element de
conductă, având lungimea (extinderea în direcţie axială / longitudinală) de
acelaşi ordin de mărime ca şi lăţimea (extinderea în direcţie circumferenţială),
în care grosimea de perete este micşorată datorită unei pierderi locale de
material.
284) Zonă influenţată termic / termomecanic (ZIT): zona materialului de
bază, adiacentă unei îmbinări sudate, care nu este topită, dar suferă modificări de
structură şi proprietăţi mecanice, uneori cu efecte nedorite, în cursul sudării.
285) Zonă periculoasă: orice zonă din interiorul si/sau din jurul unui
echipament de munca care presupune un risc pentru sănătatea şi securitatea
lucrătorilor prezenţi.
286) Zone protejate: teritoriile delimitate geografic, în cuprinsul cărora se
află elemente sau ansambluri ale patrimoniului natural sau cultural cu valoare
deosebită.
Principalele abrevieri folosite în cuprinsul Normelor tehnice
ANRE
NDE
OST
ETT
GIS
SNT
GPS
SMC
SMICM
UR
ZIT
ISO
p
MAOP
OP
MOP
D e
t n
t
t ma
t me
Autoritatea Naţionala de Reglementare în domeniul Energiei;
Examinare nedistructivă;
Operator al sistemului de transport;
Exploatare teritorială de transport/tranzit
Sistem de informaţii geografice;
Sistem naţional de transport al gazelor naturale;
Sistem de poziţionare globală;
Sistem de management al calităţii;
Sistem de management integrat calitate – mediu;
Utilizator de reţea (de transport al gazelor naturale);
Zonă influenţată termic / termomecanic (a unei îmbinări sudate);
Organizaţia Internaţională de Standardizare (International Organization for
Standardization / Organisation Internationale de Normalisation).
Presiunea de proiectare / de calcul
Presiunea maximă admisibilă de operare
Presiunea de operare
Presiunea maximă de operare
Diametrul exterior nominal
Grosimea nominală a peretelui
Grosimea actuală / efectivă a peretelui
Grosimea minimă admisibilă a peretelui
Grosimea minimă efectivă a peretelui
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 62

CODUL PROCEDURII
PROPRIETARUL
DE PROCES
RESPONSABILUL
DE PROCES
NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 5
AVIZAT,
APROBAT,
Lista procedurilor pentru realizarea activităţilor din
cadrul procesului de mentenanţă a SNT*
NR.
CRT.
DENUMIREA
PROCEDURII
EDITIA
REVIZIA
1 2 3 4 5 6 7
* Lista procedurilor pentru realizarea activităţilor din cadrul procesului de mentenanţă a SNT se aprobă
de către directorul Departamentului exploatare al OST. Lista trebuie să corespundă prevederilor
procedurii PG 01 – Controlul Documentelor Sistemului de Management Integrat Calitate-Mediu în
vigoare la OST
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 63

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 6
Fişa tehnică a tronsonului de conductă
Codul tronsonului ................................................. Data întocmirii .............................................................
Exploatarea teritorială ........................................... Sectorul de exploatare ................................................
  
1. CARACTERIZAREA GENERALA
1.1. Conducta care include tronsonul : –
1.2. Sistemul din care face parte conducta : SOT ; SRT ; SLT
1.3. Codul proiectului conductei / tronsonului:
1.4. Punctele de capăt ale tronsonului : Inceput : Loc ................ km .....Coordonate GPS ........./...........;
Sfârşit: Loc ................ km .....Coordonate GPS ........./...........
1.5. Presiunea de proiectare p, bar: ; Presiunea maximă de operare MOP, bar:
1.6. Anul punerii în funcţiune a tronsonului :
1.7. Harta tronsonului (traseu; posibilităţi de acces la tronson : şosele , căi ferate, drumuri forestiere
etc.; poziţiile componentelor de tip special amplasate pe tronson; obiective de interes în zona de
siguranţă a tronsonului de conductă etc.)
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 64

2.1. Zonele pe traseul tronsonului:
ZONA
Numărul
clădirilor
De la
pe unitatea
La km
km
de clasă
2. ZONELE TRONSONULUI
Clasa de
locaţie
Marca
oţelului
ţevilor
Diametrul
exeterior al
tubulaturii,
mm
Grosimea de
perete a
tubulaturii,
mm
Adâncimile de
pozare a
tubulaturii * ,
m / m
* se precizează adâncimea la capătul initial al zonei / adâncimea minimă pe traseul zonei
2.2. Elementele componente de tip special amplasate pe tronsonul de conductă:
Denumirea Locul de
Posibilităţile de acces la
Km Clasa de locaţie
elementului amplasare
elementul de conductă
ZONA
De la
La km
km
3. PROTECTIA FATA DE COROZIUNEA SOLULUI
Tipul Anul aplicării sau Protecţia catodică
izolaţiei recondiţionării Anul punerii
anticorozive izolaţiei în funcţiune
Rezistivitatea
solului Ω s *,
ohm cm
Caracteristicile
protecţiei
* se poate face încadrarea în trei clase de corozivitate: redusă Ω s > 15000 ohm-cm ; medie Ω s = 1000...15000 ohm-cm
; ridicată Ω s < 1000 ohm-cm
4. ZONELE CU PROBABILITATE MARE A SOLICITARILOR EXTERIOARE ACCIDENTALE
ZONA TIPUL SOLICITARII EXTERIOARE ACCIDENTALE *
De la
Alunecări
Intervenţii de
La km Inundaţii Torente
Cutremure
km
de teren
terţă parte
*se precizează existenţa, intensitatea şi frecvenţa solicitării şi data ultimei manifestări
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 65

Alte
caracteristici
De la
km
ZONA
La km
5. CARACTERISTICILE MECANICE ALE OTELULUI
DIN CARE SUNT REALIZATE TEVILE TRONSONULUI *
Marca
oţelului
R t0,5 ,
MPa
min/ef.
R m ,
MPa
min/ef.
A,
%
min/ef.
Energia de rupere KV, J
min/ef.
media pe 3
epruvete
min. pe o
epruvetă
* min/ef = valorile minime garantate pentru marca de oţel / valorile efective, determinate pe epruvete
6. CALITATEA IMBINARILOR SUDATE DE PE TUBULATURA TRONSONULUI
Procedeul de realizare a Factorul de corecţie J **
ZONA Tipul ţevilor
îmbinărilor sudate pentru îmbinările sudate
tubulaturii *
De la km La km ale ţevilor dintre ţevi ale ţevilor dintre ţevi
* fără sudură – NS, sudate longitudinal – SL, sudate elicoidal – SE; ** factorul de corecţie al îmbinărilor sudate J
sau coeficientul de calitate al îmbinărilor sudate υ
7. DEFINIREA CLASELOR DE SIGURANTA / SECURITATE – CS
ZONA
Mărimea
CS
Justificarea
f
raportului
ai ,
De la km La km
alocată alocării CS * incidente/an km
σ θ /R t0,5
* se completează numai pentru zonele în care clasa de locaţie nu coincide cu CS
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 66

8. MONITORIZAREA SI VERIFICAREA INTEGRITATII *
Ultima
Frecvenţa
Metoda
verificare
aplicării
efectuată
Controlul presiunii
Verificarea calitaţii gazelor transportate
Verificarea scăpărilor de gaze
Inspecţia cu patrule terestre
Verificarea rezistivitaţii solului
Verificarea funcţionarii protecţiei catodice
Curăţire cu instrumente de tip PIG
Verificarea in-line cu PIG inteligent
Proba de presiune
Verificarea prin evaluare directă
Verificarea acţiunii solicitărilor exterioare
* se aleg metodele de monitorizare şi verificare şi care se pot aplica tronsonului de conductă
Documentul cu
rezultatele
verificării
De la km
9. CARACTERISTICI TEHNICE SAU VERIFICARI NECESARE *
ZONA
Metoda de Termenul de
Caracteristica
determinare sau determinare sau
La km
sau verificarea
de efectuare de efectuare
* se includ toate caracteristicile tehnice nedisponibile sau verificările neefectuate care intervin în Fişă şi care sunt
necesare pentru evaluarea integrităţii structurale a tronsonului de conductă sau a unor părţi ale acestuia
Anomalia sau
incidentul
Codul*
10. ANOMALII SI INCIDENTE
Locul
producerii
Data
producerii
Scăpări de
gaze
m 3
Data
programării
sau efectuarii
intervenţiei
Documentaţia
de constatare
şi de
mentenanţă
* se stabileşte pe baza indicaţiilor din Anexa 10 a Normelor tehnice
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 67

Intervenţia
Locul
intervenţiei
Entitatea
care a
efectuat
interventia
11. INTERVENTII*
Durata intervenţiei
Data
începerii
Data
terminării
Documentaţia
de efectuare a
intervenţiei
Procesul
verbal de
recepţie a
lucrării
* Capitolele 1...9 ale Fişei cuprind datele tehnice de bază ale tronsonului de conductă (care nu se modifică în timp),
iar Capitolele 10 şi 11 cuprind informaţiile privind deteriorarea în timp a tronsonului de conductă şi intervenţiile
efectuate în vederea refacerii integrităţii structurale şi menţinerii tronsonului de conductă în condiţiile impuse de
exploatarea sa în siguranţă
Persoana care gestionează Fişa (nume, prenume, funcţie):
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 68

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 7
Prescripţii privind protecţia mediului la efectuarea
lucrărilor de mentenanţă la conducte
La efectuarea lucrărilor de mentenantă se vor respecta cu stricteţe
prevederile legale privind protecţia şi prezervarea mediului înconjurător. Se vor
avea în vedere următoarele cerinţe principale:
a) La efectuarea lucrărilor de mentenanţă care prevăd montarea sau demontarea
unor tronsoane sau segmente de tubulatură, refacerea sau consolidarea terasamentelor,
izolarea anticorozivă a tubulaturii, montarea, demontarea sau repararea robinetelor,
curăţirea la interior sau probarea conductelor etc. este necesar ca:
‣ deşeurile rezultate să fie colectate şi transportate de executantul lucrării;
‣ motoarele de la utilaje şi/sau autoutilitare să fie oprite pe durata pauzelor
de lucru, în vederea diminuării emisiilor de gaze de ardere,;
‣ deşeurile de orice fel să nu fie aruncate, incinerate, depozitate pe sol şi/sau
îngropate; deşeurile să fie depozitate separat pe categorii (hârtie; ambalaje din
polietilenă, metale etc.) în recipiente sau containere destinate colectării acestora;
‣ după efectuarea lucrărilor, cadrul natural al suprafeţei terenului din
culoarul de lucru si zonele deteriorate trebuie readus la starea naturală;
‣ umplutura disponibilă rezultată de la astuparea şanţurilor să fie
transportată şi depozitată în locuri stabilite de oficialităţile administrative ale
localităţilor din zona lucrărilor;
‣ să fie instruit personalul privind impactul lucrărilor realizate asupra mediului.
b) Lucrările de mentenanţă la supratraversări vor fi realizate:
‣ fără a afecta canalul, albia şi malurile cursului de apa şi/sau digurile de apărare;
‣ fara a polua în nici un fel apele din canalele şi cursurile de apă;
‣ cu luarea măsurilor de siguranţă împotriva inundaţiilor.
c) La lucrarile executate în zona apelor se interzice:
‣ realizarea oricaror lucrari in albia raului fara avizul organelor in drept;
‣ deteriorarea digurilor, malurilor, albiei minore si majore a canalelor de irigatii;
‣ circulatia mijloacelor auto – utilaje pe diguri fara avizul organelor in drept;
‣ poluarea pe orice cale a cursului de apa cu: deseuri de ambalaje; resturi
de materiale; deseuri (slamuri) provenite de la generatorul de acetilena, etc.
d) La curăţirea interioară şi/sau la probarea conductelor este necesară
orientarea claviatuirlor de refulare a tronsoanelor de conducta in directiile lipsite
de activitati umane, sau spre suprafeţele de teren degradat, fără recolte, livezi,
paduri etc., astfel ca procesele tehnologice de cutrăţire sau probare sa nu aibă
impact negativ asupra cauzeze activităţilor umane sau culturilor agricole din zona
de efectuare a lucrărilor.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 69

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 8
1. Categoriile de date care trebuie incluse în Fişa tehnică a unui
element de conductă de tip special: robinet / vană,
refulator, separator de lichide, gară pentru lansarea şi primirea
dispozitivelor de tip PIG, traversare (subterană sau aeriană)
Categoria de date
Datele sau informaţiile
Codul de fabricare a elementului de conductă şi producătorul 1)
Data instalării, durata de funcţionare normală şi situaţia elementului 2)
DATE DE Dimensiunile caracteristice pentru estimarea/ determinarea rezistenţei
CARACTERIZARE mecanice 3)
CONSTRUCTIVA Tipul îmbinărilor sudate şi valorile factorului de rezistenţă al
GENERALĂ îmbinărilor
Marca şi caracteristicile mecanice ale materialelor tuturor pieselor
componente ale elementului de conductă 4)
Locul amplasării elementului pe tronsonul de conductă 5)
Clasa de locaţie a conductei în zona de amplasare a elementului 6)
Înălţimea sau adâncimea la care este amplasat elementul 7)
Situaţia juridică şi proprietarul terenului pe care este amplasat elementul
Caracterizarea locaţiei elementului de conductă din punctul de vedere al
riscurilor naturale şi probabilităţii apariţiei solicitărilor mecanice
accidentale 8)
DATE PRIVIND Posibilităţile şi căile de acces la elementul de conductă 9)
AMPLASAREA SI Posibilităţile şi mijloacele de scoatere din funcţiune şi izolare a
MONTAREA PE elementului de conductă în vederea unor intervenţii 10)
CONDUCTA Modul de realizare a probei de presiune la amplasarea elementului pe
conductă
Tipul şi caracteristicile izolaţiei de protecţie anticorosivă a elementului
Caracteristicile mediului (atmosfera, solul) în care este amplasat
elementul
Rapoartele de verificare a calităţii execuţiei la montarea elementului pe
tronsonul de conductă
Caracteristicile protecţiei catodice instalate pentru elementul de conductă
Calitatea gazului transportat
Viteza de curgere a gazului
Presiunile de operare (normală, maximă, minimă)
Istoria scăpărilor de gaz transportat şi a cedărilor în zona elementului
Performanţele sistemului de protecţie catodică a elementului de conductă
Temperatura elementului de conductă
DATE PRIVIND Rapoartele de inspectare/verificare a stării tehnice a elementului
OPERAREA Monitorizarea coroziunii exterioare şi interioare
Fluctuaţiile frecvente ale presiunii de operare şi existenţa vibraţiilor
Situaţiile de operare incorectă înregistrate
Lucrările de mentenanţă (preventivă sau corectivă) efectuate pe elementul
de conductă
Situaţiile de intervenţii ilicite/vandalism înregistrate pe elementul de
conductă
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 70

DATE PRIVIND
VERIFICAREA
SAU
INSPECTAREA
Situaţiile de solicitare mecanică accidentală (cutremure, alunecări de teren,
inundaţii etc.) înregistrate pe elementul de conductă
Probele de presiune realizate
Inspecţiile in-line efectuate (cu dispozitive de tip PIG inteligent)
Inspecţiile de verificare a geometriei efectuate (cu PIG de tip geometric)
Inspecţiile în gropi de intervenţie (Bell Hole)
Inspecţiile sistemului de protecţie catodică
Inspecţiile privind starea izolaţiei de protecţie anticorosivă
Audituri şi revizii ale elementului de conductă
1) în cazul elementelor de tipul flanşelor, robinetelor sau vanelor codul de fabricare conţine diametrul şi
presiunea nominale, informaţii care pot să permită estimarea directă a capacităţii portante a acestor
elemente; 2) situaţia elementului se va caracteriza cu precizări de tipul: în perioada de garanţie, perioada
de garanţie expirată; durata de utilizare normată depăşită etc.; 3) dimensiunile caracteristice pot fi:
diametre, grosimi de perete, deschideri între reazeme etc.; precizarea acestora se poate face prin trimitere
la desene sau schiţe ataşate Fişei tehnice; 4) trebuie precizate caracteristicile mecanice la tracţiune:
limita de curgere R p0,2 sau R t0,5 şi rezistenţa la rupere R m şi caracteristicile impuse de documentele
normative sau precizate în proiect pentru elementul de conductă; 5) se poate indica folosind reprezentări
grafice: hartă, schiţă de amplasare, imagini foto etc.; se vor indica, dacă există, elementele de marcare a
locului de amplasare a elementului de conductă; 6) clasa de locaţie se va stabili pe baza prescripţiilor din
Norme tehnice pentru proiectarea şi execuţia conductelor de alimentare din amonte şi de transport gaze
naturale, aprobate prin Decizia ANRG nr. 1220/07.11.2006; 7) se va preciza înălţimea de pozare, dacă
elementul este amplasat suprateran, sau adâncimea de îngropare, dacă elementul este amplasat subteran;
8) se va preciza încadrarea zonei de amplasare a elementului de conductă în categoriile risc natural
privind cutremurele, alunecările de pământ şi inundaţiile prevăzute de Legea 575/2001 şi se vor înscrie
toate informaţiile obţinute prin examinarea directă a locului de amplasare a elementului de conductă; 9)
se vor indica posibilităţile de acces cu mijloacele tehnice de intervenţie tipice elementului de conductă
respectiv; 10) se precizează existenţa şi poziţia robinetelor de secţionare pentru izolarea elementului de
conductă şi măsura în care închiderea tronsonului de conductă afectează continuitatea utilizării SNT; de
asemenea, se va preciza dacă este posibilă efectuarea de lucrări de mentenanţă fără scoaterea din
funcţiune a elementului de conductă.
2. Exemple de Fişe tehnice ale unor elemente de conductă
In scopul elaborării formularelor de întocmire a Fişelor tehnice ale
elementelor de tip special amplasate pe tubulaturile conductelor se pot utiliza
exemplele prezentate în continuare:
2.1. Fişa tehnică a robinetului;
2.2. Fişa tehnică a traversării aeriene.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 71

Fişa tehnică a robinetului
Codul robinetului ................................ Număr de inventar ....................... Data întocmirii fisei ...............
Exploatarea teritorială ........................................... Sectorul de exploatare ................................................
1. CARACTERIZAREA GENERALA A ROBINETULUI
1.1. Tronsonul de conductă pe care este montat robinetul:
1.2. Poziţia robinetului pe tronsonul de conductă: Loc .............................................. km ........
Coordonate GPS ........./...........;
1.3. Modul de amplasare a robinetului: suprateran / subteran
1.4. Rolul funcţional al robinetului:
1.5. Anul intrării în funcţiune a robinetului :
1.6. Diametrul conductei pe care este amplasat robinetul, mm :
1.7. Presiunea de proiectare a conductei p, bar:
1.8. Presiunea maxima de operare MOP, bar:
1.9. Numărul de clădiri în unitatea de clasă de locaţie a robinetului:
1.10. Clasa de locaţie a conductei în zona de amplasare a robinetului :
1.11. Clasa de securitate a robinetului :
1.12. Harta de poziţionare a robinetului şi a posibilitaţilor de acces la acesta:
2. CARACTERISTICILE TEHNICE ALE ROBINETULUI
2.1. Dimensiunea nominală:
2.2. Presiunea maximă de operare: bar
2.3. Presiunea maximă de probare: bar
2.4. Tipul sistemului de închidere a robinetului*:
2.5. Diametrul minim de trecere pe robinetul complet deschis: mm
2.6. Modul de acţionare a robinetului: manual □ ; mecanizat □ ; automat □ ; alt mod □ ...............
* cu sertar paralel ; cu sertar pană ; cu sferă; cu scaun conic etc.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 72

3. CARACTERISTICILE DE MONTARE A ROBINETULUI
3.1. Diametrul conductei în amonte de robinet, mm:
3.2. Modul de montare pe conducta din amonte: prin sudare □ ; cu flanşe □ ; alt mod □ ............
3.3. Diametrul conductei în aval de robinet, mm :
3.4. Modul de montare pe conducta din aval: prin sudare □ ; cu flanşe □ ; alt mod □ .................
3.5. Modul de protejare anticorosivă la exterior:
3.6. Robinetul este montat pe suport: da □; nu □
Componenta
robinetului
4. CARACTERISTICILE MATERIALELOR COMPONENTELOR ROBINETULUI
Materialul
din care este
fabricată
Marca
materialului
R m ,
MPa
min/ef.
R t0,5 sau R p0,2
MPa
min/ef.
A,
%
min/ef.
Alte
caracteristici
* min/ef = valorile minime garantate pentru marca de material / valorile efective, determinate pe epruvete
5. MATERIALELE SI PIESELE DE SCHIMB PENTRU INTRETINEREA ROBINETULUI
Materialul sau piesa de
schimb*
Dimensiunile
caracteristice
Marca materialului
Frecvenţa
înlocuirii
* se precizează şi cantitatea de material sau numarul pieselor de schimb necesare la o lucrare de întreţinere
6. MONITORIZAREA SI VERIFICAREA INTEGRITATII ROBINETULUI*
Ultima Documentul
Frecvenţa
Metoda
verificare cu rezultatele
aplicării
efectuată verificării
Controlul presiunii
Verificarea calitaţii gazelor transportate
Verificarea etanşeităţii şi scăpărilor de gaze
Inspecţia cu patrule terestre
Verificarea funcţionarii protecţiei catodice
Proba de presiune
Verificarea stării componentelor robinetului
Verificarea acţiunii solicitărilor exterioare
* se aleg metodele de monitorizare şi verificare care se pot aplica robinetului
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 73

Elemnetul sau
componenta robinetului
7. CARACTERISTICI TEHNICE SAU VERIFICARI NECESARE *
Caracteristica
sau verificarea
Metoda de
determinare sau
de efectuare
Termenul de
determinare
sau de
efectuare
* se includ toate caracteristicile tehnice nedisponibile sau verificările neefectuate care intervin în Fişă şi care
sunt necesare pentru evaluarea integrităţii structurale a robinetului sau a unor părţi ale acestuia
Anomalia
sau
incidentul
Codul*
Componenta
pe care s-a
depistat
8. ANOMALII SI INCIDENTE
Data
producerii
Scăpări de
gaze
m 3
Data
programării
sau
efectuarii
intervenţiei
Documentaţia
de constatare
şi de
mentenanţă
* se stabileşte pe baza indicaţiilor din Anexa 10 a Normelor tehnice
Intervenţia
Componenta
pe care se
intervine
Entitatea
care a
efectuat
interventia
9. INTERVENTII *
Durata intervenţiei
Data
începerii
Data
terminării
Documentaţia
de efectuare a
intervenţiei
Procesul
verbal de
recepţie
a lucrării
* Capitolele 1...7 ale Fişei cuprind datele tehnice de bază ale robinetului (care nu se modifică în timp), iar
Capitolele 8 şi 9 cuprind informaţiile privind deteriorarea în timp a componentelor robinetului şi intervenţiile
efectuate în vederea refacerii integrităţii structurale şi menţinerii robinetului în condiţiile impuse de exploatarea sa
în siguranţă
Persoana care gestionează Fişa (nume, prenume, funcţie):
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 74

Fişa tehnică a traversării aeriene
Codul traversării ................................. Număr de inventar ....................... Data întocmirii fisei ...............
Exploatarea teritorială ........................................... Sectorul de exploatare ................................................
1. CARACTERIZAREA GENERALA A TRAVERSARII
1.1. Conductele care includ traversarea :
1.2. Codul proiectului traversării: ........................ Proiectant ....................................................................
Deţinătorul documentaţiei de proiectare ....................................................................................................
1.3. Poziţia traversării : Locul ...................km pe tronsonul de conductă .......... Lungime ................... m
1.4. Executantul traversării .........................................................................................................................
Deţinătorul documentaţiei de execuţie a traversării ..................................................................................
1.5. Anul punerii în funcţiune a traversării :
1.6. Harta de poziţionare a traversării şi a posibilitaţilor de acces la aceasta:
2. CARACTERIZAREA AMPLASAMENTULUI TRAVERSARII
2.1. Documentele normative după care s-a făcut încadrarea:
2.2. Incadrarea prin prisma solicitărilor seismice: coeficientul seismic k s = ; perioada de colţ
T c = s; intensitatea seismică pe scara MSK= ;
2.3. Incadrarea pein prisma solicitărilor eoliene: presiunea dinamică de bază g v = kN/m 2 ; viteza
mediată pe două minute v 2m = m/s;
2.4. Incadrarea prin prisma încărcărilor din zăpadă sau chiciură: zăpadă: greutatea de referinţă a
stratului de zăpadă g z = kN/m 2 ; chiciură: greutatea tehnică volumică a chiciurei F = kg/m 3 ;
2.5. Temperatura de proiectare: vara: temperatura maximală absolută t max =
o C; iarna: temperatura
minimală absolută t min =
o C;
2.6. Informaţii geotehnice privind terenul din zona traversării:
2.7. Numărul de cladiri în unitatea de clasă de locaţie a traversării:
2.8. Clasa de locaţie a conductelor de pe traversare :
2.9. Clasa de securitate a conductelor de pe traversare :
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 75

Alte
caracteristici
3. CARACTERISTICILE CONDUCTELOR DE PE TRAVERSARE
3.1. Definirea firelor de conductă de pe traversare:
Firul de conductă
Denumirea conductei
Tronsonul conductei în
zona traversării
Codul tronsonului
3.2. Caracteristicile constructive ale firelor de conductă de pe traversare:
Firul
Marca oţelului din
care sunt realizate
ţevile tubulaturii
Diametrul exterior al
tubulaturii,
mm
Grosimea de perete a
tubulaturii,
mm
Presiunea de
proiectare p,
bar
* se precizează adâncimea la capătul initial al zonei / adâncimea minimă pe traseul zonei
3.3. Caracteristicile mecanice ale otelului din care sunt realizate ţevile traversării *
Firul
Marca
oţelului
R t0,5 , MPa
min/ef.
R m ,
MPa
min/ef.
A,
%
min/ef.
Energia de rupere KV, J
min/ef.
media pe 3
epruvete
min. pe o
epruvetă
* min/ef = valorile minime garantate pentru marca de oţel / valorile efective, determinate pe epruvete
3.4. Calitatea îmbinărilor sudate ale conductelor de pe traversare
Procedeul de realizare a Factorul de corecţie J **
Tipul ţevilor
Firul
îmbinărilor sudate pentru îmbinările sudate
tubulaturii *
ale ţevilor dintre ţevi ale ţevilor dintre ţevi
* fără sudură – NS, sudate longitudinal – SL, sudate elicoidal – SE; ** factorul de corecţie al îmbinărilor sudate J
sau coeficientul de calitate al îmbinărilor sudate υ
4. CARACTERISTICILE CONSTRUCTIEI PORTANTE A TRAVERSARII *
4.1. Tipul traversării:
4.2. Caracteristicile obiectivului traversat
4.3. Lungimea/Deschiderea totală a traversării, m:
4.4. Tipul curbelor de la capetele traversării:
* Tipul traversării se indică ţinând seama de soluţia de susţinere a traversării (autoportantă cu tubulatură dreaptă,
autoportantă în arc de cerc, grindă susţinută pe piloni, grindă continuă susţinută pe cabluri etc.), iar caracteristicile
obiectivului traversat (curs de apă, vale, canal de irigaţie etc.) se referă la agresivitatea mediului, la stabilitatea
asigurată elementelor de fundaţie şi la frecvenţa şi intensitaea solicitărilor accidentale la care poate fi supusă
traversarea
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 76

4.5. Schiţa constructivă a traversării:
4.6. Caracterizarea componentelor construcţiei portante a traversării:
Numărul deschiderilor: Mărimea deschiderilor, m:
Numărul şi tipul pilonilor:
Materialul pilonilor:
Numărul şi tipul pilelor:
Materialul pilelor:
Tipul fundaţiilor construcţiei:
Materialul fundaţiilor:
Numărul şi tipul (de susţinere, de reţinere, de vânt, de rigidizare, de pretensionare etc.) cablurilor :
Materialul cablurilor :
Tipul elementelor de rezemare a conductelor :
Materialul elementelor:
Tipul elementelor auxiliare (scări, podeste etc.): Materialul elementelor :
Modul de asigurare a protecţiei anticorozive a componentelor construcţiei portante :
5. MONITORIZAREA SI VERIFICAREA INTEGRITATII TRAVERSARII*
Ultima Documentul cu
Frecvenţa
Metoda
verificare rezultatele
aplicării
efectuată verificării
Controlul presiunii
Verificarea calitaţii gazelor transportate
Verificarea scăpărilor de gaze
Inspecţia cu patrule terestre
Verificarea funcţionarii protecţiei catodice
Curăţire cu instrumente de tip PIG
Verificarea in-line cu PIG inteligent
Proba de presiune
Verificarea stării componentelor traversării
Verificarea acţiunii solicitărilor exterioare
* se aleg metodele de monitorizare şi verificare şi care se pot aplica traversării
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 77

Elemnetul sau
componenta traversării
6. CARACTERISTICI TEHNICE SAU VERIFICARI NECESARE *
Metoda de
Caracteristica
determinare sau
sau verificarea
de efectuare
Termenul de
determinare sau
de efectuare
* se includ toate caracteristicile tehnice nedisponibile sau verificările neefectuate care intervin în Fişă şi care sunt
necesare pentru evaluarea integrităţii structurale a traversării sau a unor părţi ale acesteia
Anomalia sau
incidentul
Codul*
Componenta
pe care s-a
produs
7. ANOMALII SI INCIDENTE
Data
producerii
Scăpări de
gaze
m 3
Data
programării
sau efectuarii
intervenţiei
Documentaţi
a de
constatare şi
de
mentenanţă
* se stabileşte pe baza indicaţiilor din Anexa 10 a Normelor tehnice
Intervenţia
Componenta
pe care se
intervine
Entitatea
care a
efectuat
interventia
8. INTERVENTII *
Durata intervenţiei
Data
începerii
Data
terminării
Documentaţia
de efectuare a
intervenţiei
Procesul
verbal de
recepţie a
lucrării
* Capitolele 1...6 ale Fişei cuprind datele tehnice de bază ale traversării (care nu se modifică în timp), iar Capitolele
7 şi 8 cuprind informaţiile privind deteriorarea în timp a traversării şi intervenţiile efectuate în vederea refacerii
integrităţii structurale şi menţinerii traversării în condiţiile impuse de exploatarea sa în siguranţă
Persoana care gestionează Fişa (nume, prenume, funcţie):
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 78

Nr. crt.
Data evenimentului
Categoria
evenimentului
Numele şi
prenumele, funcţia şi
entitatea funcţională
şi semnătura
persoanei care
înscrie evenimentul
Semnătura
Responsabilului
cu Cartea tehnică a
tronsonului de
conductă
NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 9
Jurnalul evenimentelor
Cartea tehnică a tronsonului de conductă ............................................Codul ...........................................
Denumirea conductei……………………….................... Codul ……………............................................
Exploatarea teritorială ........................................... Sectorul de exploatare ................................................
Prezentarea evenimentului şi a
efectelor sale asupra conductei cu
trimiteri la actele din documentaţia
din Cartea tehnică
0 1 2 3 4 5
Indicaţii de completare a Jurnalului evenimentelor
‣ Evenimentele care se înscriu în jurnal se codifică de preferinţă cu următoarele litere în
coloana 2 – Categoria evenimentului:
MC – Verificările periodice din cadrul supravegherii / monitorizării curente a tronsonului de
conductă şi a elementelor componente de tip special amplasate pe acesta;
US – Verificările şi măsurile speciale de supraveghere sau monitorizare;
SG – Depistarea cu aparatură adecvată a scăpărilor de gaze;
EA – Evaluarea gravităţii anomaliilor constate înainte de producerea de incidente;
EI – Expertizarea unor incidente survenite la conducte;
RC – Efectuarea unor reparaţii curente, prevăzute în programul anual de mentenanţă;
RK – Efectuarea reparaţiei capitale, reabilitării sau modernizării tronsonului de conductă sau a
elementelor componente de tip special amplasate pe acesta;
IU – Intervenţii cu lucrări de mentenanţă în regim de urgenţă pentru rezolvarea unor incidente
sau remedierii unor degradări evidenţiate de inspecţiile patrulelor terestre;
EE – Producerea unor evenimente excepţionale (cutremur, inundaţii, incendii, expozii, ploi
torenţiale, căderi masive de zăpadă, prăbuşiri sau alunecări de teren etc.);
DV – Procese verbale întocmite de echipele de efectuare a reviziilor /verificărilor privind starea
tehnică a tronsonului de conductă şi a elementelor aferente acestuia;
CT – Rezultatele controlului privind modul de întocmire şi păstrare a Cărţii tehnice a tronsonului
de conductă
Evenimentele consemnate în jurnal şi care îşi au corespondent în acte cuprinse în documentele din Cartea
tehnică se prevăd cu trimiteri la documentele respective, menţionând natura şi datele de identificare ale
acestora.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 79

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 10
Definirea şi clasificarea pericolelor / factorilor care pot
afecta / influenţa integritatea conductelor SNT *
Clasa Categoria Tipul Denumirea
1 a coroziune exterioară
A. Factori
2 a coroziune interioară
dependenţi de timp
3 a coroziune fisurantă sub tensiune
1 defecte de fabricare
a defecte ale îmbinărilor sudate ale ţevilor
b defecte ale ţevilor
2 defecte de construcţie (montare / sudare)
a
defecte ale îmbinărilor sudate circulare (dintre ţevile
conductei)
b defecte privind realizarea sudurilor
B. Factori
stabili (intrinseci)
C. Factori
independenţi de
timp
c cute sau bucle datorită curbării / îndoirii
d
filete deteriorate / îmbinări cu mufe sau manşoane
deteriorate
3
defecte ale elementelor componente de tip special
montate pe conductă
a îmbinări cu flanşe neetanşe sau deteriorate
b
funcţionare necorespunzătoare a robinetelor / vanelor
montate pe conductă
c
cedarea carcaselor/sistemelor de etanşare ale unor
elemente montate pe conductă
d alte tipuri de defecte
1
deteriorare mecanică / deteriorare produsă de o terţă
parte
a
deteriorare cauzată de prima, secunda sau terţa parte (cu
cedare instantanee sau imediată)
b ţevi deteriorate în prealabil (moduri de cedare întârziată)
c deteriorare prin vandalism / intervenţie ilicită
2 a procedură de operare incorectă
3 forţe exterioare sau legate de intemperii
a vreme rece / cu temperaturi scăzute
b trăsnete
c ploi torenţiale sau inundaţii
d mişcări seismice / cutremure
* Orice pericol/factor se poate identifica cu ajutorul unui cod alfanumeric care cuprinde litera clasei,
cifra categoriei şi (eventual) tipul; de exemplu, C.1.c identifică pericolul independent de timp (clasa C),
reprezentat de o deteriorare produsă de o terţă parte (categoria 1), printr-o intervenţie ilicită (tipul c).
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 80

Clasificarea şi codificarea anomaliilor
(imperfecţiunilor şi/sau defectelor) conductelor aparţinând SNT
1. Clasificarea folosind criteriul cauzei care a determinat apariţia anomaliei *
* Clasele, categoriile şi tipurile de anomalii sunt corelate cu clasificarea din Anexa 9 a pericolelor /
factorilor care pot afecta / influenţa integritatea conductelor SNT
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 81

2. Clasificarea folosind criteriul configuraţiei, dimensiunilor,
naturii şi localizării anomaliei
3. Clasificarea folosind criteriul efectelor anomaliei
asupra etanşeităţii conductei
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 82

4. Codificarea alfanumerică a anomaliilor
Codul alfanumeric al unei anomalii este alcătuit din zone, fiecare zonă este alcătuită din
unul sau mai multe câmpuri, iar fiecare câmp are unul sau două semne sau cifre.
Zonele unui cod sunt delimitate prin cratimă, iar câmpurile aceleiaşi zone sunt delimitate
prin puncte.
Zonele codului se definesc astfel:
‣ ZONA 1 se utilizează pentru definirea cauzei anomaliei şi are trei câmpuri cu
câte o literă: primul câmp indică clasa anomaliei, al doilea câmp – categoria anomaliei, iar al
treilea câmp – tipul anomaliei;
‣ ZONA 2 se utilizează pentru definirea configuraţiei, dimensiunilor, naturii şi
localizării anomaliei şi are două câmpuri cu câte două litere: primul câmp indică configuraţia şi
natura anomaliei, iar al doilea câmp – amplasarea anomaliei pe corpul ţevilor sau elementelor
conductei sau pe o îmbinare sudată;
‣ ZONA 3 se utilizează pentru a defini efectul anomaliei asupra etanşeităţii conductei
şi are un singur câmp cu două litere.
Modul de marcare a câmpurilor codului anomaliei ţinând seama de clasificările
anomaliilor este următorul:
Zona 1 Zona 2 Zona 3
Câmpul 1 Câmpul 2 Câmpul 3 Câmpul 1 Câmpul 2 Câmpul 1
A 1 a IN TC ET
B 2 b SC IS SG
C 3 c ZS
d CP
SN
FC
AD
Exemple:
‣ O anomalie cu configuraţia unui şanţ, produsă prin coroziune exterioară, amplasată
pe o îmbinare sudată a tubulaturii unei conducte şi care determină scăpări de gaze are :
codul alfanumeric : A.1.a – SN. IS – SG
‣ O anomalie de tip indentaţie, produs printr-o acţiune de vandalism, localizată pe
corpul unei ţevi a conductei şi care nu determină scăpări de gaze are :
codul alfanumeric : C1c – IN.TC – ET
În funcţie de scopul codificării anomaliilor, se poate folosi codul cu toate zonele şi
câmpurile sau un cod simplificat, cu numai o parte (specificată) de zone şi câmpuri.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 83

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 11
Metodele pentru detectarea existenţei sau apariţiei
diferitelor categorii şi tipuri de imperfecţiuni şi /sau defecte şi
prevenirea incidentelor pe conductele SNT
Metoda de detectare a anomaliilor
şi de prevenire a incidentelor
Clasa, categoria şi tipul anomaliei
A B C
1 2 3 1 2 3 1 2 3
a a a a b a b c d a b c d a b c a a b c d
Patrulare aeriană
Patrulare terestră
Inspecţie vizuală / mecanică
Sistem de telefon de avertizare
Audit de conformitate
Specificaţii de proiectare
Specificaţii de material
Verificare în cursul fabricării
Verificare în cursul transportului
Verificare în cursul construirii
Probă de presiune înainte de exploatare
Educare public
Proceduri operare şi mentenanţă
Instruire operatori
Creştere frecvenţă marcaje
Monitorizare deformaţii
Protejare exterioară
Bandă avertizoare
Creştere grosime de perete
Monitorizare protecţie catodică
Curăţire interioară
Măsuri de control al scăpărilor de gaze
PIG, GPS, Măsurarea deformaţiilor
Reducere solicitări exterioare
Instalare înregistratoare de temperatură
Reîncadrare în clasă de locaţie
Reabilitare
Reparare izolaţie anticorosivă
Creştere adâncime de pozare
Reducere umiditate gaze transportate
Injectare de inhibitori
* clasele, categoriile şi tipurile de imperfecţiuni şi/sau defecte sunt codificate în conformitate cu
precizările din Anexa 10
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 84

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 12
Încadrarea în clase de siguranţă / securitate a tronsoanelor de conductă şi a
elementelor componente de tip special amplasate pe acestea
1. Clasa de siguranţă se alocă unei zone de importanţă de pe un tronson de
conductă pe baza mărimii riscului ataşat funcţionării zonei respective, exprimat
prin probabilitatea apariţiei fenomenelor de cedare a acesteia şi prin consecinţele
producerii unui astfel de fenomen.
2. Probabilitatea de cedare pe o zonă a unui tronson de conductă creşte odată cu:
‣ mărimea presiunii de operare;
‣ mărimea / intensitatea tensiunilor mecanice circumferenţiale generate de
acţiunea presiunii;
‣ mărimea / intensitatea şi frecvenţa solicitărilor mecanice suplimentare
datorate intervenţiilor de terţă parte şi/sau acţiunii unor forţe exterioare generate
de intemperii sau de mişcări ale pământului (alunecări de teren sau cutremure);
‣ lungimea duratei anterioare de funcţionare;
3. Mărimea consecinţelor producerii unei cedări într-o zonă a unui tronson
de conductă este determinată de:
‣ gravitatea incidentului produs ca urmare a cedării (scăpare de gaze,
incendiu, explozie etc.);
‣ importanţa conductei în cadrul SNT;
‣ clasa de locaţie a conductei;
‣ lungimea duratei de reacţie pentru intervenţia în vederea rezolvării
incidentului datorat cedării.
4. Evaluarea consecinţelor potenţiale ale producerii unei cedări într-o zonă
a unui tronson de conductă se va face analizând aspectele următoare:
Aspectul
Siguranţa
oamenilor
Impactul asupra
mediului
Pierderile de
natură economică
Reputaţia OST
Elementele luate în considerare
Densitatea populaţiei, probabilitatea de a fi expuşi oameni, probabilitatea de
aprindere / explozie a gazelor, toxicitatea gazelor şi/sau produselor de ardere
Volumul scăpărilor de gaze, efectele de poluare produse de gazele scăpate
şi/sau de produsele de ardere / explozie a acestora
Costul gazelor pierdute şi cheltuielile implicate de nerespectarea
contractelor, costul reparaţiilor şi depoluării mediului, cheltuielile de
spitalizare şi refacere a sănătăţii persoanelor implicate şi/sau de
despăgubire a persoanelor implicate sau a proprietarilor de teren etc.
Pierderea încrederii clienţilor, amploarea acţiunilor punitive (de
pedepsire) prin acţiunea agenţiilor de reglementare, de securitate şi
sănătate în muncă, de protecţie a mediului etc.
5. Clasele de siguranţă /securitate în care se încadrează zonele tronsoanelor
de conductă din SNT se clasifică şi se definesc astfel:
Clasa de siguranţă
Descrierea condiţiilor de risc ale clasei
CS1 Scăzută Cedarea implică risc nesemnificativ de rănire / vătămare a
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 85

CS2
CS3
CS4
Normală
Ridicată
Foarte ridicată
oamenilor şi consecinţe minore asupra mediului şi de
natură economică
Cedarea implică risc scăzut de rănire / vătămare a
oamenilor, impact minor asupra mediului sau consecinţe
majore de natură economică
Cedarea implică risc de rănire / vătămare a oamenilor,
impact semnificativ asupra mediului sau consecinţe foarte
importante de natură economică
Cedarea implică risc ridicat de rănire / vătămare a
oamenilor
6. Clasele de siguranţă / securitate recomandate pentru încadrarea zonelor
tronsoanelor de conductă din SNT se corelează cu clasele de locaţie ale acestora:
Clasa de locaţie 1 2 3 4
Clasa minimă de siguranţă CS1 CS2 CS3 CS4
7. Clasa de siguranţă / securitate în care se încadrează o zonă a unui tronson
de conductă se majorează, faţă de clasa de siguranţă corespunzătoare clasei sale de
locaţie, cu unul sau două niveluri, dar fără a depăşi nivelul CS4, în următoarele
situaţii:
‣ Tronsonul de conductă a depăşit durata de funcţionare normală
estimata la ultima evaluare.
‣ Intensitatea tensiunilor mecanice circumferenţiale generate de acţiunea
presiunii gazelor transportate depăşeşte nivelul tensiunilor admisibile
corespunzătoare clasei de locaţie:
Clasa de locaţie 1 2 3 4
Tensiunea admisibilă σ a * 0,72σ c 0,60σ c 0,50σ c 0,40σ c
* σ c este limita de curgere convenţională R p0,2 sau limita de extensie convenţională R t0,5 pentru
oţelul din care sunt realizate ţevile tubulaturii tronsonului de conductă în zona analizată
‣ Frecvenţa incidentelor înregistrate pe zona respectivă depăşeşte valorile
maxime admisibile recomandate în standardul EN ISO 16708:
Clasa de siguranţă CS1 CS2 CS3 CS4
Valoarea maxim admisibilă a
3
4
5
6
5 10 5 10 5 10 5 10
ratei/frecvenţei incidentelor f ai *,
3
incidente/(km an)
p D p D 3
p D 3
p D 3
op e
op e
op e
op e
* presiunea de operare p op = MOP se introduce în bar, iar diametrul exterior al conductei D e –
în m, pentru a se obţine f ai în incidente/(km an)
‣ Izolarea zonei tronsonului de conductă şi accesul la acesta în vederea
intervenţiei impuse de rezolvarea unui eventual incident se realizează cu
dificultate.
8. Clasa de siguranţă / securitate a unui element component de tip special
amplasat pe o conductă este cea mai mare clasă de securitate corespunzătoare a
zonelor de importanţă ale tronsonului / tronsoanelor de conductă adiacente
elementului respectiv.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 86

Clasa de siguranţă / securitate stabilită cu regula de mai înainte pentru un
element component de tip special amplasat pe o conductă se majorează cu unul
sau două niveluri, dar fără a depăşi nivelul CS4, în următoarele situaţii:
‣ Elementul de conductă a depăşit durata de funcţionare estimata la
ultima evaluare.
‣ Frecvenţa incidentelor înregistrate pe elementul respectiv depăşeşte
valorile maxime admisibile recomandate în standardul EN ISO 16708:
Clasa de siguranţă CS1 CS2 CS3 CS4
Valoarea maxim admisibilă a
3
4
5
6
5 10 5 10 5 10 5 10
ratei/frecvenţei incidentelor f ai *,
3
incidente/(km an)
p D p D 3
p D 3
p D 3
op e
op e
op e
op e
* presiunea de operare p op = MOP se introduce în bar, iar diametrul exterior al conductei pe
care este montat elementul de conductă D e – în m, pentru a se obţine f ai în incidente/(km an)
‣ Izolarea elementului de conductă şi accesul la acesta în vederea
intervenţiei impuse de rezolvarea unui eventual incident se realizează cu
dificultate.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 87

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 13
AVIZAT,
APROBAT,
Lista de programare la verificarea tehnică a zonelor tronsoanelor de conductă şi
a elementelor componente de tip special amplasate pe conductele aparţinând
SECTORULUI DE EXPLOATARE ................................................................
din cadrul EXPLOATARII TERITORIALE ......................................................
1. Situaţia tronsoanelor de conductă
Zona Data celui (celei) mai recent(e) Programarea
Codul
verificări
lucrări de verificării
tronsonului * De la km La km
incident
tehnice
mentenanţă tehnice
1 2 3 4 5 6 7
1.1. Zonele încadrate în CS4
1.2. Zonele încadrate în CS3
1.3. Zonele încadrate în CS2
1.4. Zonele încadrate în CS1
* se înscriu în ordine, pentru fiecare clasă de siguranţă / securitate, tronsoanele conductelor aparţinând
SOT, SRT şi SLT
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 88

2. Situaţia elementelor componente de tip special amplasate pe conducte
Prescripţii de Data celui (celei) mai recent(e)
Codul
verificare şi verificări
lucrări de
proiectului
incident
întreţinere tehnice
mentenanţă
1 2 3 4 5 6 7
2.1. Elementele încadrate în CS4
Codul
elementului *
Programarea
verificării
tehnice
2.2. Elementele încadrate în CS3
2.3. Elementele încadrate în CS2
2.4. Elementele încadrate în CS1
* se înscriu în ordine, pentru fiecare clasă de siguranţă / securitate, elementele conductelor aparţinând
SOT, SRT şi SLT
Persoana care a elaborat documentul (nume, prenume, funcţie):
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 89

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 14
Raport privind rezultatul inspectării prin patrulare terestră a conductelor
aparţinând SECTORULUI DE EXPLOATARE ..................................................
din cadrul EXPLOATARII TERITORIALE ......................................................
1. Data efectuării inspecţiei ......................................................................................
2. Echipamentele şi instrumentele de examinare din dotarea patrulei
Denumirea echipamentului sau
instrumentului
Caracteristici,
clasă de precizie
Scopul utilizării în cursul
inspecţiei
3. Obiectivele inspecţiei
Tronsonul inspectat
Codul
tronson
de la km
Zona
la km
Clasa de
siguranţă
Scopul inspecţiei
aspecte de
investigat
caracteristici
de măsurat
Elementul inspectat Codul Amplasamentul
Clasa de
siguranţă
Scopul inspecţiei
aspecte de
investigat
caracteristici
de măsurat
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 90

4. Rezultatele inspecţiei
Tronsonul inspectat
Codul
tronson
Rezultatele şi constatările
inspecţiei
Aspecte care trebuie rezolvate
în regim de urgenţă
Elementul inspectat
Codul
Rezultatele şi constatările
inspecţiei
Aspecte care trebuie rezolvate
în regim de urgenţă
5. Componenţa patrulei
Numele şi
prenumele
Funcţia
Responsabilitatea în
cadrul patrulei
Semnătura
Aspectele sesizate la Cap. 4 al Raportului au fost tratate astfel:
1. ........................................................................... au fost rezolvate la
nivelul sectorului;
2. ......................................................................................................................
............................................................................................ au fost transmise
pentru soluţionare la ................................................................................................
Şef /Adj. şef Sector exploatare
……………………………………………………
Data……………………………
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 91

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 15
1. Intervalele dintre verificările stării tehnice a conductelor
pentru evitarea cedărilor datorită factorilor de influenţă dependenţi de timp
Metoda sau
tehnica de
evaluare a
integrităţii
Intervalul de
timp dintre
verificări, c)
ani
Criteriile pentru conducte la care
tensiunea mecanică circumferenţială de operare
θ este:
θ ≥ 0,5R t0,5 0,3R t0,5 θ < 0,5R t0,5 θ < 0,3R t0,5
IN-LINE a) 15 nepermisă p / > 2,00MAOP p / > 2,80MAOP
5 p / > 1,25MAOP p / > 1,40MAOP p / > 1,70MAOP
INSPECTAREA
10 p / > 1,39MAOP p / > 1,70 MAOP p / > 2,20MAOP
20 nepermisă nepermisă p / > 3,30MAOP
PRESIUNE b) 15 nepermisă p p = 2,00MAOP p p = 2,80MAOP
5 p p = 1,25MAOP p p = 1,40MAOP p p = 1,70MAOP
PROBA DE
10 p p = 1,39MAOP p p = 1,70MAOP p p = 2,20MAOP
20 nepermisă nepermisă p p = 3,30MAOP
a) p / – presiunea de operare maximă admisă în prezenţa anomaliilor depistate la inspectarea in-line
(stabilită, de exemplu, cu produsul informatic EVANCOG, v. Anexa 15)
b) p p – presiunea de efectuare a probei hidraulice de presiune; MAOP – presiunea maxima admisibilă de
operare a conductei
c) Intervalele de timp sunt maxime şi pot fi micşorate, în funcţie de lucrările de mentenanţă efectuate şi
de activităţile de prevenire instituite. De asemenea, dacă se constată că procesele de degradare
produse de acţiunea unuia din factorii de influenţă dependenţi de timp sunt foarte intense sau dacă s-
a produs o cedare sau o avarie datorită unui astfel de factor, intervalul dintre evaluării trebuie
reevaluat şi diminuat.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 92

2. Diagrama timpului de programare a răspunsurilor planificate
la evaluarea integrităţii conductelor pe baza inspectării in-line *
* τ rp = timpul pentru programarea răspunsurilor planificate, adică mărimea intervalului de timp, de la
depistarea unei anomalii de tip lipsă de material şi până la efectuarea lucrărilor de mentenanţă pentru
remedierea sau eliminarea acesteia, în care conducta pe care există anomalia poate fi exploatata în
siguranţă
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 93

TIPUL
ACTIVITĂŢI
NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 16
Conţinutul şi programarea activităţilor de Supraveghere –Întreţinere (SI),
Revizii tehnice (Rt) şi Reparaţii (RP) a conductelor si componentelor
conductelor de transport gaze din cadrul SNT
NOTĂ: Semnificaţia coloanelor în care se indică prin semnul periodicitatea activităţilor
este următoarea:
Z – Zilnic sau cu ocazia inspecţiilor de supraveghere;
S – Săptămânal;
L – La numărul de Luni specificat sub semn
A – La numărul de Ani specificat sub semn;
D – Conform altor Documente sau legislaţie în vigoare;
N – In caz de Necesitate, ca urmare a rezultatelor verificărilor tehnice
* - Precizări suplimentare
1.TUBULATURA CONDUCTELOR ( MTC)
Nr
crt
DESCRIEREA ACTIVITĂŢII
PERIODICITATEA
ACTIVITĂŢII
Z S L A D N
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Inspectarea traseului conductei pentru depistarea SI
eventualalor scăpări de gaze, alunecări de teren sau
modificări nenaturale ale aspectului vegetaţiei,
*
inundaţii, lucrări executate de terţi în zona de
2
siguranţă a conductei, intervenţii ilicite la conductă
2. Inspectarea conductei dupa producerea unor miscari SI
seismice pentru depistarea consecinţelor asupra
conductei
3. Verificarea stării porţiunilor de conductă amplasate
suprateran
4. Refacerea vopsitoriei anticorozive ale porţiunilor de
conductă amplasate suprateran
5. Verificarea stării izolaţiei de protecţie anticorosivă şi
a stării tubulaturii metalice în zonele cu corozivitate
accentuată a solului, prin executarea unor gropi de
intervenţie
6. Repararea (refacere) izolatiei anticorozive a
tubulaturii si/ sau elementelor de tubulatura
9. Reparatii defecte prin proceduri de sudare fara
inlocuirea tubulaturii conductei
10. Reparatie defecte fara utilizarea procedurilor de
sudare (cu utilizare materiale compozite)
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 94
SI
Rt
RP1
RP1
RP1
1
**
1..
4

TIPUL
ACTIVITĂŢI
11. Inlocuire (motare) borne de schimbare a directiei RP1
12. Inlocuire element de tubulatura (cot, racord “T”) RP 2
12 Inlocuire cu cupon de conducta RP 2
*conditie stabilita prin standardul de performanta (IP11)si conforma cu art.3.5.3(3)
**de la 1an la 4 ani in functie de clasa de siguranta a conductei si agresivitatea solului
2.TRAVERSĂRI AERIENE (SUPRATRAVERSĂRI –T.A.)
Nr
crt
DESCRIEREA ACTIVITĂŢII
PERIODICITATEA
ACTIVITĂŢII
Z S L A D N
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Verificarea vizuală a integrităţii traversării, a insulelor
de protecţie şi a malurilor obiectivelor (cursuri de apă,
văi etc.) traversate şi depistarea eventualalor scăpări de
gaze
SI
1
2. Verificarea izolării electrice a tubulaturii conductei faţă de
structura de susţinere a traversării, cât şi faţă de eventualele
conducte paralele
3. Verificare starii elementelor de sustinere /sprijin ,
(cablurilor de vânt, cablurilor de rigidizare, cablurilor de
pretensionare, tiranţilor şi pieselor de legătură,
bateriilor cu role de dirijare a cablurilor din
compunerea supratraversărilor pe cabluri)
4. Verificarea stării sistemelor de ancorare (scaunelor de
ancorare şi elementelor auxiliare: eclise, articulaţii,
gusee de rigidizare, bolţuri etc.), pilonilor, pilelor din
beton armat, sistemului de fundaţie şi amenajărilor
(scări de acces, podeste de inspedctare etc.) ale
supratraversărilor
5. Verificarea aşezării corecte pe reazeme a tubulaturii
conductelor în zona traversării şi a integrităţii
reazemelor
6. Curatirea si refacerea vopsitoriei anticororzive a
conductei şi a componentelor de susţinere ale
supratraversării şi revopsirea .
7. Ungerea cablurilor şi elementelor mobile (glisiere, role,
articulaţii etc.) ale supratraversărilor
8. Verificarea şi pretensionarea controlată a cablurilor
supratraversării (în cazul supratraversărilor susţinute pe
cabluri)
9. Inlocuirea elementelor de sustinere/sprijin sau acorare
deteriorate sau defecte.
Rt
Rt
Rt
Rt
RP1
RP1
RP1
RP2
6
6
6
6
2
2
5
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 95

TIPUL
ACTIVITĂŢI
TIPUL
ACTIVITĂŢI
3.TRAVERSĂRI SUBTERANE (SUBTRAVERSARI T.S.)
Nr.
crt.
DESCRIEREA ACTIVITĂŢII
PERIODICITATEA
ACTIVITĂŢII
Z S L A D N
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Supravegherea vizuală a integrităţii malurilor din SI
zona traversărilor şi depistarea eventualalor scăpări
1
de gaze din conductă
2. Supravegherea albiilor cursurilor de apă traversate
in zona subtraversarii eventualelor procese de
migrare a, în vederea programării unor intervenţii
operative în zonele încastrate în maluri ale
conductelor şi pe traseul traversării
3. Verificarea poziţiei conductelor în zona
subtraversărilor şi (dacă este cazul) a stării piloţilor
de rigidizare a conductelor în zona subtraversării
4. Verificarea stării izolaţiei de protecţie anticorosivă
şi a stării tubulaturii metalice în zona malurilor
cursurilor de apă traversate, prin executarea unor
gropi de intervenţie
5. Verificarea in vederea depistarii scăpărilor de gaze
la răsuflătorile tuburilor de protecţie ale
subtraversărilor şi la drenaje
6. Inspectarea stării drenajelor prin efectuarea de
săpături de sondaj
RP 1
*zilnic de la producerea evenimentelor descrise si pana la stabilizarea zonei
4.ROBINETE / VANE / ARMATURI (RVA)
SI
Rt
Rt
Rt
*
1
1
3
2
Nr.
crt.
DESCRIEREA ACTIVITĂŢII
PERIODICITATEA
ACTIVITĂŢII
Z S L A D N
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Depistarea eventualalor scăpări de gaze la
garniturile de etanşare şi eliminarea acestora
SI
1
2. Revopsirea robinetelor de secţionare şi celorlalte RP 1
armături tehnologice amplasate suprateran pe
2
traseul conductelor
3. Verificarea manevrabilitaţii robinetelor şi
Rt
armăturilor, dacă această operaţie este permisă şi nu
*
stânjeneşte continuitatea transportului gazelor
6
naturale
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 96

TIPUL
ACTIVITĂŢI
TIPUL
ACTIVITĂŢI
4. Verificarea închiderii etanşe a robinetelor şi
armăturilor prin închiderea totală a acestora, dacă
manevrele efectuate nu generează situaţii periculoase
şi nu pereclitează continuitatea transportului gazelor
naturale
5. Verificarea integritaţii componentelor sistemlor de
împiedicare a operării neautorizate sau ilicite a
robinetelor şi armăturilor
6. Purjarea robinetelor cu sfera Rt
1
7. Refacerea etanseitatii robinetelor de sectionare RP 2
8. Refacerea manevrabilitatii robinetelor de sectionare RP 2
9. Inlocuirea robinetelor de sectionare RP 2
* - Lunile Octombrie si Martie;
5.SEPARATOARE LICHIDE (SL)
Rt
Rt
1
3
Nr.
crt.
DESCRIEREA ACTIVITĂŢII
PERIODICITATEA
ACTIVITĂŢII
Z S L A D N
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Verificarea etanşeitaţii armăturilor separatoarelor şi
a ancorajului ţevii de refulare, respectiv a coşului de
refulare şi remedierea eventualelor defecţiuni
Rt
1
constatate
3. Revopsirea separatoarelor montate suprateran RP1
4. Verificarea stării separatoarelor montate subteran,
prin executarea unor gropi de intervenţie, curăţirea
mecanică la exterior şi, eventual, înlocuirea
separatoarelor
RP1
6. INSTALAŢIILE DE CURĂŢIRE ŞI INSPECŢIE A CONDUCTELOR (GĂRILE
PENTRU LANSAREA ŞI PRIMIREA DISPOZITIVELOR DE TIP PIG)
2
3
Nr.
crt.
DESCRIEREA ACTIVITĂŢII
PERIODICITATEA
ACTIVITĂŢII
Z S L A D N
1 2 3 4 5 6 7 8 9
1. Verificarea vizuală a integrităţii instalaţiilor şi
depistarea eventualalor scăpări de gaze
SI
1
2. Verificarea robinetelor pentru manevrarea PIGurilor
din dotatea gărilor de lansare / primire PIG
Rt
1
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 97

3. Verificarea sistemului de manevrare şi de
introducere / extragere a PIG-urilor şi remedierea
eventualelor defecte constatate
4. Verificarea starii sistemelor de colectare / depozitare
a impuritaţilor
5. Verificarea funcţionării dispozitivelor de deschidere
/ închidere rapidă a gărilor de lansare / primire PIG
6. Verificarea funcţionării semnalizatoarelor de trecere
a PIG-urilor din dotarea gărilor de lansare / primire
PIG
7. Revopsirea componentelor instalaţiilor de curăţire şi
inspecţie a conductelor
*anual si inainte de fiecare utilizare a garii
Rt *
Rt
Rt
Rt
RP 1
3
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 98

ANEXA 17
NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
AVIZAT,
APROBAT,
Program tehnologic de execuţie (PTE)
Tipul lucrarii
Numărul Programului ................................... Data întocmirii ....................................................................
Numărul proiectului de tehnologie ..................................... Proiectant .....................................................
1. DATE INITIALE FOLOSITE LA PROIECTAREA TEHNOLOGIEI
1.1. DATE PRIVIND LOCALIZAREA LUCRARII DE MENTENANTA
Denumirea conductei:
Codul conductei:
Denumire tronsonului pe care se efectuează lucrarea :
Codul tronsonului conductei:
Localizarea lucrării pe tronsonul de conductă:
1.2. DESCRIEREA CONTINUTULUI SI VOLUMULUI LUCRARII : .....................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
1.3. CODUL TEHNOLOGIEI DE REPARARE EFECTIVA: .....................................................
2. TEHNOLOGIILE PROIECTATE PENTRU ETAPELE DE EXECUTIE A LUCRARII
2.1. ASIGURAREA ACCESULUI LA LOCUL LUCRARII
Data începerii etapei ............................................... Termenul de finalizare ................................
Operaţia
Conţinutul operaţiei
Volumul
operaţiei
Procedura de
efectuare *
Norma de
timp
* pentru operaţiile la care nu există o procedură calificată se completează tabelele următoare
Operaţia
Echipamentul
de muncă
Materialele
tehnologice si
piesele necesare
Parametri
de regim
Componenţa
formaţiei de
lucru
Verificarea
calităţii
Costul
operaţiei
Operaţia
Echipamentul de protecţie necesar
Conţinutul instructajului privind
siguranţa şi sănătatea în muncă
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 99

Prescripţii, menţiuni şi măsuri speciale privind realizarea operaţiilor .......................................................
.........................................................................................................................................................................
.........................................................................................................................................................................
Verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor etapei ...........................................................................
..........................................................................................................................................................
2.2. PREGĂTIREA CONDUCTEI LA LOCUL LUCRĂRII
Data începerii etapei ............................................... Termenul de finalizare ................................
Operaţia
Conţinutul operaţiei
Volumul
operaţiei
Procedura de
efectuare *
Norma de
timp
* pentru operaţiile la care nu există o procedură calificată se completează tabelele următoare
Operaţia
Echipamentul
de muncă
Materialele
tehnologice si
piesele necesare
Parametri
de regim
Componenţa
formaţiei de
lucru
Verificarea
calităţii
Costul
operaţiei
Operaţia
Echipamentul de protecţie necesar
Conţinutul instructajului privind
siguranţa şi sănătatea în muncă
Prescripţii, menţiuni şi măsuri speciale privind realizarea operaţiilor .......................................................
.........................................................................................................................................................................
.........................................................................................................................................................................
Verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor etapei ...........................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
2.3. PREGĂTIREA PIESELOR DE SCHIMB ŞI A MATERIALELOR
Data începerii etapei ............................................... Termenul de finalizare ................................
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 100

Operaţia
Conţinutul operaţiei
Volumul
operaţiei
Procedura de
efectuare *
Norma de
timp
* pentru operaţiile la care nu există o procedură calificată se completează tabelele următoare
Operaţia
Echipamentul
de muncă
Materialele
tehnologice si
piesele necesare
Parametri
de regim
Componenţa
formaţiei de
lucru
Verificarea
calităţii
Costul
operaţiei
Operaţia
Echipamentul de protecţie necesar
Conţinutul instructajului privind
siguranţa şi sănătatea în muncă
Prescripţii, menţiuni şi măsuri speciale privind realizarea operaţiilor .......................................................
.........................................................................................................................................................................
.........................................................................................................................................................................
Verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor etapei ...........................................................................
..........................................................................................................................................................
2.4. REPARAREA EFECTIVĂ A CONDUCTEI
Data începerii etapei ............................................... Termenul de finalizare ................................
Operaţia
Conţinutul operaţiei
Volumul
operaţiei
Procedura de
efectuare *
Norma de
timp
* pentru operaţiile la care nu există o procedură calificată se completează tabelele următoare
Operaţia
Echipamentul
de muncă
Materialele
tehnologice si
piesele necesare
Parametri
de regim
Componenţa
formaţiei de
lucru
Verificarea
calităţii
Costul
operaţiei
Operaţia
Echipamentul de protecţie necesar
Conţinutul instructajului privind
siguranţa şi sănătatea în muncă
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 101

Prescripţii, menţiuni şi măsuri speciale privind realizarea operaţiilor .......................................................
.........................................................................................................................................................................
.........................................................................................................................................................................
Verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor etapei ...........................................................................
..........................................................................................................................................................
2.5. VERIFICAREA FINALA A CALITĂŢII REPARAŢIILOR
Data începerii etapei ............................................... Termenul de finalizare ................................
Operaţia
Conţinutul operaţiei
Volumul
operaţiei
Procedura de
efectuare *
Norma de
timp
* pentru operaţiile la care nu există o procedură calificată se completează tabelele următoare
Operaţia
Echipamentul
de muncă
Materialele
tehnologice si
piesele necesare
Parametri
de regim
Componenţa
formaţiei de
lucru
Verificarea
calităţii
Costul
operaţiei
Operaţia
Echipamentul de protecţie necesar
Conţinutul instructajului privind
siguranţa şi sănătatea în muncă
Prescripţii, menţiuni şi măsuri speciale privind realizarea operaţiilor .......................................................
.........................................................................................................................................................................
.........................................................................................................................................................................
Verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor etapei ...........................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
2.6. REFACEREA PROTECŢIEI ANTICOROZIVE
Data începerii etapei ............................................... Termenul de finalizare ................................
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 102

Operaţia
Conţinutul operaţiei
Volumul
operaţiei
Procedura de
efectuare *
Norma de
timp
* pentru operaţiile la care nu există o procedură calificată se completează tabelele următoare
Operaţia
Echipamentul
de muncă
Materialele
tehnologice si
piesele necesare
Parametri
de regim
Componenţa
formaţiei de
lucru
Verificarea
calităţii
Costul
operaţiei
Operaţia
Echipamentul de protecţie necesar
Conţinutul instructajului privind
siguranţa şi sănătatea în muncă
Prescripţii, menţiuni şi măsuri speciale privind realizarea operaţiilor .......................................................
.........................................................................................................................................................................
.........................................................................................................................................................................
Verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor etapei ...........................................................................
..........................................................................................................................................................
2.7. ACOPERIREA CONDUCTEI ŞI REFACEREA TERENULUI IN ZONA LUCRĂRII
Data începerii etapei ............................................... Termenul de finalizare ................................
Operaţia
Conţinutul operaţiei
Volumul
operaţiei
Procedura de
efectuare *
Norma de
timp
* pentru operaţiile la care nu există o procedură calificată se completează tabelele următoare
Operaţia
Echipamentul
de muncă
Materialele
tehnologice si
piesele necesare
Parametri
de regim
Componenţa
formaţiei de
lucru
Verificarea
calităţii
Costul
operaţiei
Operaţia
Echipamentul de protecţie necesar
Conţinutul instructajului privind
siguranţa şi sănătatea în muncă
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 103

Prescripţii, menţiuni şi măsuri speciale privind realizarea operaţiilor .......................................................
.........................................................................................................................................................................
.........................................................................................................................................................................
Verificarea calităţii şi recepţia lucrărilor etapei ...........................................................................
..........................................................................................................................................................
3. VERIFICAREA FINALA SI RECEPTIA LUCRARII : ..........................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
Numele, prenumele şi funcţia persoanei care a întocmit PTE:
Semnătura persoanei care a întocmit PTE
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 104

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 18
Indicatorii de caracterizare a performanţelor de integritate structurală
şi de funcţionare în siguranţă a SNT
1. Indicatorii de performanţă se pot calcula pentru fiecare conductă din
compunerea SNT, pentru conductele fiecărui sector de exploatare, pentru
conductele fiecărei exploatări teritoriale, pentru fiecare sistem de conducte din
compunerea SNT şi pentru SNT, care sunt denumite în continuare, la definirea
indicatorilor, entităţi de transport gaze – ETG .
2. Indicatorii de caracterizare a performanţelor de integritate structurală
şi de funcţionare în siguranţă incluşi în standardul naţional de performanţă
pentru serviciul de transport al gazelor naturale sunt definiţi şi se calculează
astfel:
2.1. Procentajul din entitatea de transport supusă anual controlului cu
aparate pentru detectarea pierderilor de gaze – RCA: reprezintă raportul dintre
lungimea L RA a entităţii de transport în ultima zi calendaristică a anului anterior
anului de referinţă şi lungimea L RC , obţinută prin însumarea lungimilor tuturor
traseelor din entitatea de transport supuse verificării cu aparate pentru detectarea
pierderilor de gaze în anul de referinţă (anul pentru care se calculează indicatorul);
se calculează cu formula:
LRA
RCA 100. (1)
LRC
2.2. Frecvenţa anuală, pe kilometru al ETG, a anomaliilor (defectelor)
generatoare de pierderi de gaze – NAP: reprezintă raportul dintre numărul NP al
anomaliilor (defectelor) care au produs pierderi de gaze (incidente), depistate în
urma activităţilor de verificare planificate realizate de OST în anul de referinţă
(fără a considera anomaliile produse prin acţiuni de terţă parte) şi lungimea L RA a
entităţii de transport în ultima zi calendaristică a anului anterior anului de
referinţă; se calculează cu formula:
NP
NAP (2)
L RA
şi se exprimă (se raportează) în număr de anomalii (incidente)/(km an).
2.3. Frecvenţa anuală, pe kilometru al ETG, a anomaliilor (defectelor)
generatoare de pierderi de gaze sesizate de terţi – NAP T : reprezintă raportul
dintre numărul NP T al anomaliilor (defectelor) care au produs pierderi de gaze
(incidente), depistate în anul de referinţă pe baza unor sesizări ale terţilor (fără a
considera anomaliile produse prin acţiuni de terţă parte) şi lungimea L RA a entităţii
de transport în ultima zi calendaristică a anului anterior anului de referinţă; se
calculează cu formula:
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 105

NP
L
T
NAP (3)
T
şi se exprimă (se raportează) în număr de anomalii (incidente)/(km an).
2.4. Frecvenţa anuală, pe kilometru al ETG, a anomaliilor (defectelor)
generatoare de pierderi de gaze produse de terţi – NAD T : reprezintă raportul
dintre numărul ND T al anomaliilor (defectelor) generate prin acţiuni de terţă parte,
care au produs pierderi de gaze (incidente) în anul de referinţă şi lungimea L RA a
entităţii de transport în ultima zi calendaristică a anului anterior anului de
referinţă; se calculează cu formula:
NPT
NAD (4)
T
LRA
şi se exprimă (se raportează) în număr de anomalii (incidente)/(km an).
RA
3. Indicatorii de caracterizare a mărimii riscului ataşat funcţionării
conductelor şi de apreciere a calităţii procesului de mentenanţă sunt definiţi în
următoarele condiţii:
‣ Incidentele survenite pe fiecare ETG se înregistrează în fiecare an,
considerând distribuirea lor în trei clase: Clasa A – incidente având drept cauză
anomalii / defecte determinate de acţiunea factorilor dependenţi de timp (defecte
produse prin procese de coroziune); Clasa B – incidente având drept cauză defecte
determinate de acţiunea factorilor stabili (defecte de fabricare, defecte de
construcţie sau defecte ale echipamentelor); Clasa C – incidente având drept cauză
defecte determinate de acţiunea factorilor independenţi de timp (deteriorări
produse prin interferenţe externe sau intervenţii de terţă parte, cedări datorită
operării incorecte, defecte produse prin mişcări de teren sau prin acţiunea
intemperiilor).
‣ Numărul incidentelor tehnice înregistrate anual pe conductele unei ETG
se codifică astfel: litera T urmată de numărul total al incidentelor înregistrate
N aT,1 , litera A urmată de numărul incidentelor din Clasa A N aA,1 , litera B
urmată de numărul incidentelor din Clasa B N aB,1 , litera C urmată de numărul
incidentelor din Clasa C N aC,1 (evident, N aT,1 = N aA,1 + N aB,1 + N aC,1 ); de exemplu,
codul T130A97B23C10 indică producerea unui număr total de 130 incidente, din
care 97 au fost determinate de defecte produse de coroziune, 23 au fost
determinate de defecte de fabricare sau de construcţie şi 10 au fost determinate de
deteriorări produse prin interferenţe externe sau intervenţii de terţă parte, de cedări
datorită operării incorecte sau de defecte produse prin mişcări de teren sau prin
acţiunea intemperiilor.
‣ La fiecare incident înregistrat se ataşează şi volumul pierderilor de gaze
produse, astfel încât se pot calcula prin sumare: volumul anual total al pierderilor
de gaze V ga,1 şi volumele anuale ale pierderilor de gaze corespunzătoare celor trei
clase de incidente V gaA,1 , V gaB,1 , V gaC,1 . (evident, V ga,1 = V gaA,1 + V gaB,1 + V gaC,1 ).
‣ Pentru calculul indicatorilor care consideră valorile definite anterior
pentru numărul de incidente sau pentru volumele pierderilor de gaze, lungimea
ETG este L c,1 = L RA .
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 106

‣ Pentru estimarea cu nivel de încredere ridicat a riscului ataşat
funcţionării unei ETG trebuie înregistrate şi stocate într-o bază de date toate
incidentele survenite într-un interval de timp mai lung ( n = 20...30 ani), rezultând:
numărul total al incidentelor înregistrate N aT,n , numărul incidentelor din Clasa
A N aA,n , numărul incidentelor din Clasa B N aB,n , litera C urmată de numărul
incidentelor din Clasa C N aC,n (evident, N aT,n = N aA,n + N aB,n + N aC,n ) şi volumul
cumulat (pe cei n ani ai perioadei de calcul) al pierderilor de gaze V ga,n şi
volumele cumulate ale pierderilor de gaze corespunzătoare celor trei clase de
incidente V gaA,n , V gaB,n , V gaC,n (evident, V ga,n = V gaA,n + V gaB,n + V gaC,n ).
‣ Pentru calculul indicatorilor care consideră valorile numărului de
incidente sau ale volumele pierderilor de gaze pe perioada de n ani, trebuie
folosită lungimea ETG de referinţă L c,n şi lungimea convenţională de expunere a
conductelor (în intervalul de timp considerat) L ce,n . Considerând lungimile L ca,i ale
conductelor puse în funcţiune în fiecare din cei i = 1…n ani ai i, se poate scrie
relaţia:
n
Lc, n
Lca,1
Lca,2
... Lca,
i
... Lca,
n 1
Lca,
n
Lca,
i . (5)
Ca urmare, în perioada considerată, conductele cu lungimea L ca,1 au fost în
exploatare n ani, conductele cu lungimea L ca,2 au fost în exploatare n-1 ani …
conductele cu lungimea L ca,n au fost în exploatare numai un an, iar lungimea
convenţională de expunere (a conductelor din ETG analizată) la sfârşitul perioadei
este dată de relaţia:
L
ce, n
nLca,1
( n 1) Lca,2
...( n i 1) Lca,
i
... 2Lca,
n 1
Lca,
n . (6)
Relaţia (6) se poate scrie sub forma:
L
ce, n
( n 1) Lca,1
( n 2) Lca,2
...( n i)
Lca,
i
... Lca,
n 1
Lc
, n ,
care corespunde următoarei relaţii de recurenţă pentru calculul lungimii
convenţionale expuse a conductelor:
L
ce, n
Lce
, n 1
Lc,
n , (7)
în care, L ce,n-1 este lungimea convenţională de expunere corespunzătoare unei
perioade de (n-1) ani (din intervalul de n ani pentru care se face analiza). Relaţia
(7), cu L ce,0 = 0 şi L ce,1 = L c,1 = L ca,1 , se poate utiliza cu uşurinţă pentru determinarea
lungimilor convenţionale de expunere a conductelor.
4. Indicatorii de caracterizare a mărimii riscului ataşat funcţionării
conductelor şi de apreciere a calităţii procesului de mentenanţă se definesc
astfel:
4.1. Frecvenţa anuală a incidentelor f aT,1 şi frecvenţele anuale ale
incidentelor cu cauze specifice f aA,1 , f aB,1 şi f aC,1 : se definesc asemănător cu NAP,
folosind formulele:
N
aT,1
N
aA,1
N
aB,1
N
aC,1
f
aT,1
; f
aA,1
; f
aB,1
; f
aC,1
(8)
L
L
L
L
c,1
şi se exprimă în număr de incidente /(1000km an).
c,1
c,1
c,1
i
1
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 107

4.2. Volumul specific al scăpărilor de gaze pe unitatea de lungime a ETG
V sl,1 şi volumele specifice ale scăpărilor de gaze, cu cauze precizate, pe unitatea
de lungime a ETG V slA,1 , V slB,1 , V slC,1 : se definesc şi se calculează cu formulele:
Vga,1
VgaA
,1
VgaB
,1
VgaC
,1
V ; V ; V ; V ; (9)
sl ,1
slA,1
slB,1
slC ,1
Lc
,1
Lc
,1
Lc
,1
Lc
,1
se exprimă în m 3 /1000km.
4.3. Volumul specific al scăpărilor de gaze pe fiecare incident produs pe
ETG V sa,1 şi volumele specifice ale scăpărilor de gaze pe fiecare incident cu
cauze precizate produs pe ETG V saA,1 , V sBl,1 , V sCl,1 : se definesc şi se calculează cu
formulele:
Vga,1
VgaA
,1
VgaB
,1
VgaC,1
V
sa,1
; V
saA,1
; V
saB,1
; V
saC,1
(10)
N
aT,1
N
aA,1
N
aB,1
N
aC,1
se exprimă în m 3 /incident.
4.4. Frecvenţa anuală a incidentelor f aT,n şi frecvenţele anuale ale
incidentelor cu cauze specifice f aA,n , f aB,n şi f aC,n pe n ani de raportare : se definesc
asemănător cu NAP, folosind formulele:
N
aT,
n
N
aA,
n
N
aB,
n
N
aC,
n
f
aT, n
; f
aA, n
; f
aB, n
; f
aC, n
; (11)
L
L
L
L
ce,
n
ce,
n
şi se exprimă în număr de incidente /(1000km an).
4.5. Volumul specific al scăpărilor de gaze pe unitatea de lungime a ETG
V sl,n şi volumele specifice ale scăpărilor de gaze cu cauze precizate pe unitatea
de lungime a ETG V slA,n , V slB,n , V slC,n pe n ani de raportare: se definesc şi se
calculează cu formulele:
Vga,
n
VgaA , n
VgaB , n
VgaC , n
Vsl
, n
; VslA, n
; VslB, n
; VslC
, n
; (12)
Lce,
n
Lce,
n
Lce,
n
Lce,
n
se exprimă în m 3 /1000km.
4.6. Volumul specific al scăpărilor de gaze pe fiecare incident produs pe
ETG V sa,n şi volumele specifice ale scăpărilor de gaze pe fiecare incident cu
cauze precizate produs pe ETG V saA,n , V sBl,n , V sCl,n, pe n ani de raportare: se
definesc şi se calculează cu formulele:
Vga,
n
VgaA , n
VgaB , n
VgaC , n
Vsa, n
; VsaA , n
; VsaB, n
; VsaC, n
(13)
N
a,
n
N
aA,
n
N
aB,
n
N
aC,
n
se exprimă în m 3 /incident.
5. Incidentele care se iau în considerare la calculul indicatorilor de
caracterizare a mărimii riscului ataşat funcţionării conductelor şi de apreciere a
calităţii procesului de mentenanţă sunt numai cele care au cauzat:
a) rănirea sau moartea unor persoane sau
b) ruperea conductei, incendiu sau explozie sau
c) consecinţe ecologice importante sau
d) pierderi economice (cheltuieli) importante, a căror valoare C p depăşeşte
nivelul convenţional admis C pa = 10000 lei sau
f) o scăpare de gaze al cărei volum V gs depăşeşte un volum convenţional
admis V ga = 5000 m 3 .
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 108
ce,
n
ce,
n

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 19
AVIZAT,
APROBAT,
Fişa de expertizare şi remediere a anomaliei/ de rezolvare a incidentului
Numărul fişei ................................................. Data întocmirii ....................................................................
Exploatarea teritorială ........................................... Sectorul de exploatare ................................................
2. DATE TEHNICE PRIVIND CONDUCTA PE CARE S-A DEPISTAT ANOMALIA / S-A
PRODUS INCIDENTUL
2.1. DATE PRIVIND LOCALIZAREA ANOMALIEI / INCIDENTULUI
Denumirea conductei:
Codul conductei:
Denumire tronsonului pe care se află anomalia / s-a
produs incidentul:
Codul tronsonului conductei:
Anul punerii în funcţiune a tronsonului de conductă
Locul producerii anomaliei/incidentului:
Data şi ora la care s-a depistat anomalia/incidentul:
Entitatea sau persoana care a depistat anomalia:
2.2. ELEMENTE GRAFICE PRIVIND LOCALIZAREA ANOMALIEI / INCIDENTULUI
(Loc de inserare a harţii, schemei sau fotografiilor de localizare a anomaliei sau incidentului)
1.3. CARACTERISTICILE TEHNICE ALE TRONSONULUI DE CONDUCTA
Tipul ţevilor tubulaturii 1)
Clasa de siguranţă / securitate a zonei tronsonului 2)
Diametrul exterior D e , mm
Grosimea de perete a tubulaturii (nominală) t n , mm
Marca oţelului din care sunt realizate ţevile
Presiunea maximă de operare, MPa
Tipul acoperirii de protecţie anticorosivă
Existenţa protecţiei catodice (da / nu)
Adâncimea de pozare a tronsonului, m
1) fără sudură, sudate longitudinal, sudate elicoidal; 2) se precizează clasa de siguranţă / securitate
pentru zona de importantă a tronsonului pe care s-a produs incidentul
2. DATE TEHNICE PRIVIND ANOMALIA / INCIDENTUL
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 109

2.1.1. INFORMATII PRIVIND NATURA SI CARACTERUL ANOMALIEI
Codul anomaliei/ defectului generator al incidentului 1)
Poziţia anomaliei / defectului care a generat incidentul 2)
Numărul Fişei de măsurare a dimensiunilor anomaliei
Dimensiunile caracteristice ale anomaliei/defectului
1) în conformitate cu regulile de codificare din Normele tehnice privind întreţinerea şi repararea
conductelor destinate transportului gazelor naturale; 2) poziţionarea pe corpul unei ţevi, pe sudura unei
ţevi, pe sudura circulară dintre ţevi, pe o curbă, un cot sau o reducţie, pe o amenajare a conductei etc.,
cu precizarea poziţiei orare;
2.1.2. INFORMATII PRIVIND NATURA SI CARACTERUL INCIDENTULUI
Caracterul incidentului 1)
Poziţia orificiului de scăpare a gazelor 2)
Dimensiunile orificiului de scăpare a gazelor
Aprinderea scăpărilor de gaze (da / nu)
Explozia scăpărilor de gaze (da / nu)
Numărul persoanelor decedate în accident
Numărul persoanelor rănite în accident
Numărul persoanelor evacuate din zona accidentului
Numărul persoanelor spitalizate şi durata spitalizării
1) fisurare, perforare, rupere;2) poziţionarea în corpul unei ţevi, pe sudura unei ţevi, pe sudura
circulară dintre ţevi, pe o curbă, un cot sau o reducţie, pe o amenajare a conductei etc., cu precizarea
poziţiei orare
2.2. ELEMENTE GRAFICE PRIVIND ANOMALIA / INCIDENTUL
(Loc de inserare a fotografiilor, schiţelor şi/sau altor materiale grafice privind anomalia/ incidentul)
2.3. CAUZELE ANOMALIEI / INCIDENTULUI
Denumirea
anomaliei
Definirea cauzelor care au generat anomalia / defectul 1)
Clasa anomaliei Categoria anomaliei Tipul anomaliei
Codul
anomaliei
1) în conformitate cu clasificarea din Normele tehnice privind întreţinerea şi repararea conductelor
destinate transportului gazelor naturale
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 110

2.4. ALTE INFORMATII RELEVANTE PRIVIND ANOMALIA / INCIDENTUL
3. DATE PRIVIND EVALUAREA ANOMALIEI /REZOLVARERA INCIDENTULUI
3.1. INFORMATII PRIVIND METODA SI CRITERIILE DE EVALUARE
Denumirea metodei de evaluare
Denumirea şi numărul documentelor de evaluare 1)
Calificarea anomaliei (imperfecţiune sau defect)
Presiunea maximă de operare până la remedierea anomaliei 2)
Data maximă de programare a lucrărilor de remediere a anomaliei
Procedeul de remediere propus / posibil de aplicat
1) Corespunzătoare metodei de evaluare utilizate şi a naturii anomaliei; 2) presiunea maximă de
operare nemodificată / diminuarea presiunii maxime de operare la nivelul ______ bar
4. DATE PRIVIND REMEDIEREA ANOMALIEI / REZOLVAREA INCIDENTULUI
4.1. INFORMATII PRIVIND TEHNOLOGIILE FOLOSITE LA REMEDIERE
Denumirea procedeului tehnologic de reparare
Procedura de lucru folosită la reparare
Modul de efectuare a reparaţiei 1)
Echipa care a efectuat repararea (număr, componenţă)
Modul de verificare a calităţii reparaţiei
Durata efectuării reparaţiei, ore
Tipul acoperirii de protecţie aplicată în zona reparaţiei
Aprecierea durabilităţii reparaţiei 2)
Performanţele tehnice ale tronsonului reparat 3)
1) cu oprirea funcţionării conductei / cu conducta sub presiune; prin sudare / fără sudare; 2)
permanentă / provizorie – termenul de garantare a reparaţiei; 3) presiunea maximă de operare
nemodificată / diminuarea presiunii maxime de operare la nivelul ________
4.2. ELEMENTE GRAFICE PRIVIND REMEDIEREA ANOMALIEI /REZOLVAREA
INCIDENTULUI
(Loc de inserare a fotografiilor, schiţelor şi/sau altor materiale grafice privind modul de reparare a conductei)
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 111

4.3. DATE PRIVIND CONSECINTELE INCIDENTULUI
Volumul scăpărilor de gaze cauzate de incident, m 3
Costul scăpărilor de gaze cauzate de incident, lei
Costul lucrărilor de mentenanţă, lei
Cheltuieli de deces, spitalizare, ecologizare, despăgubiri,lei
Alte tipuri de cheltuieli determinate de incident, lei
Aprecierea gravităţii incidentului
5. DATE PRIVIND INTOCMIREA FISEI SI RAPORTAREA ANOMALIEI /INCIDENTULUI
Data completării Fişei
Numărul şi codul anomaliei sau numarul si codul
incidentului în baza de date a OST
Numele, prenumele şi funcţia persoanei care a întocmit Fişa
Semnătura persoanei care a elaborat Fişa
Indicaţii privind întocmirea Fişei de expertizare şi remediere în cazul unei anomalii
Fişa de expertizare trebuie completată şi utilizată ţinând seama de următoarele recomandări:
‣ Fişa se completează numai pentru anomaliile depistate pe conductele SNT înainte de a da
naştere la incidente (anomalii care nu au determinat scăpări de gaze din conducte sau care au produs
scăpări minore, sub limitele de încadrare în categoria incidentelor, aşa cum sunt ele definite în Anexa 20
din Normele tehnice privind întreţinerea şi repararea conductelor destinate transportului gazelor
naturale).
‣ Fişa nu trebuie privită ca un formular ci, mai degrabă, ca un model de structurare a unui
raport de expertizare a unei anomalii, toate elementele (rubricile) trebuind completate (chiar dacă se vor
face menţiuni de tipul: valoare necunoscută, material neprecizat, lipsa documentaţiei etc.). Ca urmare,
extinderea rubricilor sau capitolelor nu este limitată, fiecare rubrică sau capitol trebuind să cuprindă toate
informaţiile relevante culese cu ocazia depistării şi expertizării anomaliei (se recomandă, mai ales, ca
spaţiile destinate elementelor grafice să fie generos dimensionate şi raţional utilizate, imaginile
reprezentând cel mai potrivit suport pentru informaţiile privind natura anomaliilor, procesele care le-au
generat, consecinţele acestora, soluţiile de mentenanţă aplicate, starea tehnică a conductelor după
remedierea anomaliei etc.).
‣ Fişa se completează de către personalul desemnat să realizeze această activitate în cadrul
exploatări teritoriale. Ca urmare, numărul Fişei trebuie să fie dat la nivelul fiecărei exploatări teritoriale,
unde trebuie să se asigure şi gestionarea şi păstrarea acesteia şi trebuie structurat în formă de cod numeric
cu structura n et .n fet .n af , n et fiind codul numeric al exploatării teritoriale (1 – Arad; 2 – Bacău; 3 – Brăila; 4 –
Braşov; 5 – Bucureşti; 6 – Cluj; 7 – Constanţa; 8 – Craiova; 9 – Mediaş), – n fet numărul de ordine al Fişei
în dosarul de evidenţă al exploatării teritoriale, iar n af – anul în care a fost completată Fişa; de exemplu, Fişa
de expertizare nr. 4.27.2008 este realizată pentru o anomalie depistată pe o conductă din aria de
competenţă a exploatării teritoriale Braşov (n et = 4), are numărul de ordine 27 (n fet = 27) şi este întocmită în
anul 2008 (n af = 2008).
‣ Pentru completarea rubricii 2.3 – CAUZELE ANOMALIEI se recomandă utilizarea
codificării defectelor propusă în Anexa 10 din Normele tehnice privind întreţinerea şi repararea
conductelor destinate transportului gazelor naturale.
‣ Pentru completarea rubricii 3.1. – INFORMATII PRIVIND TEHNOLOGIILE FOLOSITE LA
REMEDIERE se recomandă folosirea codurilor procedeelor tehnologice de reparare a conductelor
precizate în Anexa 23.
‣ Personalul, de la nivelul DE al OST şi de la nivelul exploatărilor teritoriale, cu responsabilităţi
privind gestionarea bazei de date şi Fişelor trebuie să verifice anual dacă informaţiile din toate Fişele
completate în anul respectiv au fost incluse în baza de date a exploatării teritoriale pentru a fi utilizate la
elaborarea programelor anuale de mentenanţă.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 112

Indicaţii privind întocmirea Fişa de expertizare şi rezolvare a unui incident
Fişa de expertizare trebuie completată şi utilizată ţinând seama de următoarele recomandări:
‣ Fişa se completează numai pentru evenimentele generate de cedarea conductelor SNT care
îndeplinesc caracteristicile unui incident, aşa cum sunt ele definite în Anexa 20 din Normele tehnice
privind întreţinerea şi repararea conductelor destinate transportului gazelor naturale.
‣ Fişa nu trebuie privită ca un formular ci, mai degrabă, ca un model de structurare a unui
raport de expertizare a unui incident, toate elementele (rubricile) trebuind completate (chiar dacă se vor
face menţiuni de tipul: valoare necunoscută, material neprecizat, lipsa documentaţiei etc.). Ca urmare,
extinderea rubricilor sau capitolelor nu este limitată, fiecare rubrică sau capitol trebuind să cuprindă toate
informaţiile relevante culese cu ocazia evaluării incidentului (se recomandă, mai ales, ca spaţiile
destinate elementelor grafice să fie generos dimensionate şi raţional utilizate, imaginile reprezentând cel
mai potrivit suport pentru informaţiile privind natura incidentelor, defectele care le-au generat,
consecinţele acestora, soluţiile de mentenanţă aplicate, starea tehnică a conductelor după rezolvarea
incidentelor etc.).
‣ Fişa se completează de către personalul desemnat să realizeze această activitate în cadrul
exploatări teritoriale. Ca urmare, numărul Fişei trebuie să fie dat la nivelul fiecărei exploatări teritoriale,
unde trebuie să se asigure şi gestionarea şi păstrarea acesteia şi trebuie structurat în formă de cod numeric
cu structura n et .n fet .n af , n et fiind codul numeric al exploatării teritoriale (1 – Arad; 2 – Bacău; 3 – Brăila; 4 –
Braşov; 5 – Bucureşti; 6 – Cluj; 7 – Constanţa; 8 – Craiova; 9 – Mediaş), – n fet numărul de ordine al Fişei
în dosarul de evidenţă al exploatării teritoriale, iar n af – anul în care a fost completată Fişa; de exemplu, Fişa
de expertizare a conductei nr. 4.27.2008 este realizată pentru un incident produs pe o conductă din aria de
competenţă a exploatării teritoriale Braşov (n et = 4), are numărul de ordine 27 (n fet = 27) şi este întocmită în
anul 2008 (n af = 2008).
‣ Pentru completarea rubricii 2.3 – CAUZE ALE ACCIDENTULUI se recomandă utilizarea
codificării defectelor propusă în Anexa 10 din Normele tehnice privind întreţinerea şi repararea
conductelor destinate transportului gazelor naturale.
‣ Pentru completarea rubricii 3.1. – INFORMATII PRIVIND TEHNOLOGIILE FOLOSITE LA
LUCRARILE DE MENTEANANTA se recomandă folosirea codurilor procedeelor tehnologice de
reparare a conductelor precizate în Anexa 23.
‣ Toate informaţiile înscrise în zonele cu fond umbrit ale Fişei trebuie incluse în baza de date,
gestionată de ET al OST, privind comportarea în exploatare şi incidentele înregistrate pe conductele
SNT.
‣ Fişa completată la nivelul exploatării teritoriale în raza căreia s-a produs un incident este
transmisă (în format electronic) la ET al OST, care preia din Fişă informaţiile care se stochează în
baza de date, completează rubrica Numărul şi codul accidentului în baza de date TRANSGAZ şi
returnează Fişa la exploatarea teritorială de la care a primit-o, care gestionează şi păstrează, ca
documente ale Cărţilor tehnice Fişele privind toate incidentele produse în aria sa de competenţă şi
responsabilitate.
‣ Numărul şi codul unui incident în baza de date a OST este structurat astfel: n aT / n et .n fet .n af ,
n aT fiind numărul de ordine al accidentului în baza de date la nivelul ET al OST, iar n et .n fet .n af – codul
numeric al Fişei (cu semnificaţiile precizate anterior ale componentelor); de exemplu, accidentul tehnic
având numărul şi codul 87 / 4.27.2008 este înregistrat cu numărul de ordine 87 (n aT = 87) în baza de date a
OST, pe baza Fişei nr. 4.27.2008, realizată pentru un incident produs pe o conductă din aria de competenţă
a exploatării teritoriale Braşov (n et = 4), cu numărul de ordine 27 (n fet = 27) şi întocmită în anul 2008
(n af = 2008).
‣ Personalul, de la nivelul DE al OST şi de la nivelul exploatărilor teritoriale, cu responsabilităţi
privind gestionarea bazei de date şi a Fişelor trebuie să verifice anual dacă informaţiile din toate Fişele
completate în anul respectiv au fost incluse în baza de date la nivelul OST şi să elaboreze un raport de
sinteză privind incidentele înregistrate, frecvenţa producerii acestora, consecinţele lor tehnice şi economice
şi eficienţa intervenţiilor de mentenanţă efectuate.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 113

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 20
Fişa de evidenţă a lucrărilor de mentenanţă pe tronsonul de conductă
......................................................................
1. Date privind localizarea tronsonului
Denumirea:
Codul
Amplasarea:
Sectoarele de exploatare
2. Desfăşurător al lucrărilor de mentenanţă şi intervenţiilor operative
Data
înregistrării
Tipul
activităţii 1)
Documentul
asociat 2)
Durata
activităţii,
ore
Lucrări restante
Data soluţionării
Progr.
Realiz.
1 Se înregistrează toate activităţile de mentenanţă, (chiar dacă nu au rămas lucrări restante); Rt – revizie
tehnică, RP – reparaţii (de gradul 1 sau 2), IO – interventii operative;
2 Numărul Raportului reviziei tehnice/reparaţiei / Ordinului de lucru
3. Modificări survenite în configuraţia tronsonului de conductă
Caracterul
Caracteristicile
Data înlocuirii 1
elementului de înlocuire
D P
Denumirea/codul
elementului modificat /
înlocuit
Data
definitivării 2
1 D – definitiv, P – provizoriu
2 Se completează în cazul modificărilor/înlocuirilor provizorii
Numele şi prenumele persoanei care gestionează fişa ……………………….…........
* Fişa se completează în format electronic
Semnătura …………………………..…...
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 114

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 21
Ghid de elaborare a programului de prevenire a deteriorarii conductelor
SNTprin intervenţii de terţa parte (interferenţe externe)
1. SCOPUL SI OBIECTIVELE PROGRAMULUI
1.1. La nivelul fiecărei Exploatări teritoriale din cadrul OST trebuie să
existe un program aprobat şi documentat privind prevenirea deteriorărilor prin
intervenţii de terţă parte la conductele SNT.
1.2. Prin intervenţie de terţă parte se înţelege orice lucrare (excavare,
dislocare prin explozie, montare de stâlpi sau piloni, găurire sau tunelare,
executare de rambleuri sau căi de transport, demolare de construcţii, lucrări
agricole etc.) care presupune deplasarea unei cantităţi de pământ dintr-o zonă
adiacentă unei conducte aparţinând SNT.
1.3. Programul de prevenire a deteriorărilor trebuie să îndeplinească cel
puţin următoarele cerinţe:
(a) Să includă identitatea, într-o formă uzuală, a persoanelor fizice şi
juridice care în mod normal sunt antrenate în activităţile de excavare în zonele de
locaţie ale conductelor destinate transportului gazelor naturale.
(b) Să facă notificări, oricât de des este necesar, publicului din vecinătatea
conductelor şi entităţilor identificate la litera (a), prin care aceştia să fie informaţi
privind: b.1. existenţa programului de prevenire a deteriorărilor şi scopul acestuia;
b.2. cum trebuie să identifice locaţia conductelor subterane aparţinând SNT în
cazul începerii unor lucrări de tipul celor prevăzute în Art. 1.2.
(c) Să prevadă mijloacele pentru primirea şi înregistrarea notificărilor
de la persoanele care intenţionează să efectueze activităţi de tipul celor
prevăzute în Art. 1.2.
(d) Să prevadă modul în care va răspunde notificărilor de la persoanele care
anunţă intenţia de a efectua activităţi de tipul celor prevăzute în Art. 1.2. şi va
asigura pe durata acestor activităţi marcaje temporare ale conductelor.
(e) Să prevadă inspectări ale conductelor pe durata şi în zonele în care se
execută activităţi de tipul celor prevăzute la Art. 1.2., precizând conţinutul şi
frecvenţa acestora şi modalităţile de depistare a eventualelor scăpări de gaze.
1.4. Programul de prevenire a deteriorărilor trebuie să prevadă modul cum
se diferenţiază cerinţele sale în funcţie de clasa de locaţie a conductelor.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 115

2. DOCUMENTAREA PROGRAMULUI
2.1. Programul de prevenire a deteriorărilor trebuie să conţină proceduri
scrise prin care se stabilesc scopul şi obiectivele programului de prevenire a
deteriorărilor şi se precizează metodele şi căile de atingere a acestora.
2.2. Procedurile trebuie să se refere la următoarele aspecte:
(a) Definirea intervenţiilor de terţă parte (utilizând precizările din Art. 1.2.)
(b) Sistemul de apelare de urgenţă a OST în caz de accidente (TelVerde).
(c) Identificarea entităţilor care vor fi informate despre programul de
prevenire a deteriorărilor. Se va prevedea informarea tuturor entitaţilor care ar
putea executa lucrări de tipul celor prevăzute la Art. 1.2, cât şi informarea
populaţiei din vecinătatea conductelor.
(d) Metodele de informare despre program a entităţilor identificate la
litera (c). Pentru entitaţile care ar putea executa lucrări de tipul celor prevăzute la
Art. 1.2 metodele de informare trebuie să cuprindă: scrisori, telefon, fax, email,
vizite etc., iar procedura trebuie să prevadă renotificarea periodică a acestora;
pentru populaţia din vecinătatea conductelor metodele de informare trebuie să
cuprindă: scrisori, afişe, pliante, avertizări prin mijloacele de informare în masă,
acţiuni de informare şi educare a populaţiei etc.
(e) Informaţiile care vor fi comunicate. Entităţile care ar putea fi angajate în
executarea de lucrări de tipul celor prevăzute la Art. 1.2 trebuie să fie informate
despre scopurile programului de prevenire a deteriorărilor şi despre modul în care pot
primi, înainte de începerea lucrărilor, informaţii privind localizarea conductelor
destinate transportului gazelor naturale în zona de efectuare a acestor lucrări.
(f) Primirea notificărilor de la entităţile care intenţionează să execute
lucrări de tipul celor prevăzute la Art. 1.2. Procedura trebuie să prevadă cel puţin
un număr de telefon şi o adresă de poştă pentru primirea notificărilor din partea
celor care intenţionează să execute lucrări de tipul celor prevăzute la Art. 1.2.
Trebuie făcute precizări privind înregistrarea tuturor notificărilor primite şi pentru
păstrarea acestor înregistrări. Orice astfel de notificare trebuie să cuprindă cel
puţin următoarele:
Numele persoanei care face notificarea.
Numele entităţii care va conduce lucrările care se vor executa.
Adresa şi telefonul de contact al acestei entităţi.
Scopul, natura, conţinutul şi locaţia lucrărilor care se vor executa.
Data începerii şi durata lucrărilor.
(g) Răspunsul la notificările primite de la entităţile care intenţionează să
execute lucrări de tipul celor prevăzute la Art. 1.2. Procedura trebuie să prevadă
următoarele:
Răspunsul trebuie elaborat şi transmis înainte de termenul prevăzut
pentru începrerea lucrărilor.
Răspunsul trebuie să precizeze cum şi când se vor amplasa marcaje
privind amplasarea conductei în zona de efectuare a lucrărilor. Pentru a putea
furniza aceste informaţii şi a efectua marcarea se folosesc reglementările OST
privind tipul, numărul şi modul de amplasare a marcajelor pentru efectuarea
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 116

diverselor tipuri de lucrări de către terţe părţi.
Dacă există neclarităţi în legătură cu amplsarea conductelor şi cu
marcajele trebuie ca acestea să fie eliminate printr-o întâlnire directă, la faţa
locului, a parţilor interesate. Se va preciza că o astfel de întâlnire este utilă, înainte
de începerea lucrărilor, şi pentru a discuta toate aspectele privind efectuarea
lucrărilor planificate, a analiza lista activităţilor şi planificarea acestora şi a stabili
căile de comunicare între operatorul conductei şi cel care execută lucrările.
Răspunsul trebuie să precizeze că marcajele amplasate de operator
reprezintă numai poziţia aproximativă în plan orizontal a conductei şi că
infrastructura poate fi expusă prin săpare manuală pentru verificarea poziţiei.
Răspunsul trebuie să precizeze ce documentaţie tehnică privind
amplasarea conductei se pune la dispoziţia celui care efectuează lucrările (hărţi,
planuri de amplasare, schiţe etc.). Pentru a putea furniza aceste documente,
operatorul trebuie să facă o revizuire a lor, iar acolo unde va avea dubii privind
acurateţea va preciza pe documenete: „Nu suntem responsabili pentru acurateţe.
Verificaţi amplasarea reală a conductei prin săpare manuală!‖
Răspunsul trebuie să avertizeze pe cel care efectuează lucrările asupra
responsabilităţii privind susţinerea şi protejarea tubulaturii conductei decopertate
şi obligativităţii reumplerii corespunzătoare a excavaţiilor pentru evitarea tasărilor
şi solicitărilor suplimentare ale conductei.
(h) Inspectarea conductelor. Fiecare notificare trebuie să fie evaluată
pentru a stabili necesitatea şi extinderea inspecţiilor în cursul efectuării lucrărilor
de către terţa parte. Unde este cerut, inspecţiiile pot include urmărirea periodică
sau continuă şi verificarea producerii scăpărilor de gaze. Operatorul trebuie să aibă
în vedere menţinerea legăturii cu cel care efectuează lucrările pe toată durata
acestora, pentru a evita potenţialele probleme şi a asigura rezolvarea promptă a
oricăror probleme care apar. Următorii factori trebuie consideraţi pentru
determinarea necesităţii şi extinderii inspecţiilor:
Tipul şi durata lucrărilor.
Apropierea de conducta pentru transportul gazelor naturale.
Tipul şi caracteristicile utilajelor şi echipamentelor folosite pentru
efectuarea lucrărilor.
Caracteristicile tehnice ale conductei amplasate în zona lucrărilor şi
importanţa acesteia în cadrul SNT.
Clasa de locaţie şi clasa de siguranţă / securitate a zonei de conductă în
care urmează să se realizeze lucrările de excavare.
Posibilitatea producerii unui accident de lucru care ar produce
deteriorarea şi cedarea sau avarierea conductei.
Experienţa anterioară a celui care efectuează lucrările.
Potenţialul producerii unei deteriorări greu de recunoscut de cel care
efectuează lucrările, cum ar fi o rezemare necorespunzătoare a conductei în timpul
excavării sau reumplerii şanţului.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 117

3. REZOLVAREA SITUATIILOR DE URGENTA
3.1. Operatorul trebuie să precizeze procedurile scrise pe care le aplică
pentru a minimiza efectele unui eventual incident la o conductă de gaz, proceduri
care trebuie să prevadă cel puţin următoarele:
(a) Primirea identificarea şi clasificarea informaţiilor privind evenimentul
care cere un răspuns imediat al operatorului.
(b) Stabilirea şi menţinerea unor mijloace de comunicare adecvate cu
formaţiunile de pompieri şi administraţia publică locală.
(c) Răspunsul prompt şi corespunzător la anunţarea oricărui tip de incident
care a condus la scăpări de gaze în interiorul sau în vecinătatea clădirilor şi/sau
care a determinat izbucnirea unui incendiu lângă sau pe o conductă destinată
transportului gazelor naturale.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 118

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 22
APROBAT*
Ordin de lucru (detasare*) nr. ...... din data ..........................
pentru realizarea lucrării ......................................
Lucrarea se execută:
pe baza Programului tehnologic de execuţie □ nr. ...; fără Program tehnologic de execuţie □
Numărul proiectului de tehnologie ..................................... Proiectant .....................................................
Sectorul de exploatare ..............................................Exploatarea teritorială ..............................................
1.DATE PRIVIND LOCALIZAREA LUCRARII DE MENTENANTA
Denumirea conductei:
Codul conductei:
Denumire tronsonului pe care se efectuează lucrarea :
Codul tronsonului conductei:
Localizarea lucrării pe tronsonul de conductă:
Mijloacele folosite pentru deplasarea la locul lucrării:
Conducătorii mijloacelor de transport:
Ruta şi distanţa deplasării la locul lucrării:
2. DESCRIEREA CONTINUTULUI SI VOLUMULUI LUCRARII : ........................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
3. LUCRUL CU FOC: Nu este cazul □; Permis de lucru cu foc □ Nr............. din data ...........
4. CONTINUTUL INSTRUCTAJULUI PRIVIND SIGURANTA SI SANATATEA IN
MUNCA – SSM , PREVENIREA SI STINGEREA INCENDIILOR – PSI PROTECTIA
MEDIULUI – PM : ........................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
…………………………………………………………………………………………………….
……………………………………………………………………………………………………..
…………………………………………………………………………………………………….
5. FORMATIA DE LUCRU CARE EFECTUEAZA LUCRARILE SI CARE A EFECTUAT
INSTRUCTAJUL SSM, PSI SI PM PRECIZAT LA PCT. 3
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 119

Nr.
crt
Numele şi prenumele Calificarea Funcţia în
cadrul echipei
Am efectuat instructajul SSM şi PSI
Semnătura
Şef formaţie de lucru ……………………….… Sef Sector exploatare …………………...…
Semnătura …………………………………….. Semnătura …………………...…………….
Avizat responsabil SSM ……………………….
Semnătura ……………………………………
* Ordinul de lucru se aproba de catre seful de sector pentru lucrarile ce se executa cu forte proprii;
Ordinul de lucru se aprobă de directorul ET numai pentru lucrările realizate pe bază de Program tehnologic de execuţie
efectuate cu forte proprii;
In cazul in care lucrarile se realizeaza in colaborare cu o terta parte (inclusiv Atelierele de Interventii) Exploatarea
Teritoriale emite prezentul document ca ordin de detasare pentru personalul, echipa, sau formatia de lucru care
participa la Programul de Tehnologic de Executie, Ordinul de lucru fiind intocmit si aprobat de entitatea care a emis `
PTE;
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 120

APROBAT,
Director Departament
Exploatare
APROBAT,
Director Departament
Operare – Dispecerizare
FOAIE DE MANEVRA
pentru scoaterea din funcţiune/reglarea parametrilor de
operare pe conducta ...........................................................................................
pentru efectuarea lucrărilor de mentenantă
1. Scopul lucrării pentru care se efectuează scoaterea din funcţiune / reglarea
parametrilor de operare ............................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
2. Data şi intervalul orar de efectuare a lucrărilor de mentenanţă: .......................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
3. Câmpurile de gaze şi consumatorii afectaţi: .......................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
4. Măsurile pregătitoare pentru lucrările de mentenanţă: ......................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
5. Modalitaţile de scoatere de funcţiune / reglare a parametrilor de operare a
conductei: ..................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
6. Măsurile de SSM, PSI şi PM care trebuie luate: .................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 121

....................................................................................................................................
7. Dotările tehnice şi de peresonal care trebuie asigurate: ..................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
8. Personalul responsabil pentru efectuarea manevrelor: .....................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
Director ET,
Sef Sector,
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 122

SNTGN TRANSGAZ Mediaş
Sector/P.L.________________
PERMIS DE LUCRU CU FOC
Nr. ..... din ...................
Se eliberează prezentul permis de lucru cu foc doamnei/domnului
........................................................................................................................., ajutat
de doamna/domnul ...................................................., care urmează să execute
................................., folosind ................................... la (in) .......................
Lucrările încep la data de ................... ora ........, şi se încheie la data de
.................. ora ....................... .
Premergător, pe timpul şi la terminarea lucrărilor cu foc se vor lua
următoarele măsuri:
1. Îndepărtarea sau protejarea materialelor combustibile din zona de executare
a lucrărilor şi din apropierea acesteia, pe o rază de .............. metri, astfel: .........
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
2. Golirea, izolarea, spălarea, aerisirea conductelor, utilajelor sau instalaţiilor,
prin: ...........................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
3. Ventilarea spaţiilor în care se execută lucrările se realizează astfel: ................
....................................................................................................................................
4. Verificarea zonei de lucru si a vecinătăţilor acesteia, înlaturarea surselor de
aprindere si a conditiilor care favorizeaza producerea incendiilor si a
exploziilor, protejarea antifoc a materialelor din zona.
5. Începerea lucrărilor cu foc s-a făcut în baza buletinului de analiză nr.
................ din ................................., eliberat de ..............................................
(acolo unde este cazul) .
6. Respectarea normelor de apărare împotriva incendiilor, specifice tehnologiei
de lucru: ....................................................................................................................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
7. În zona de lucru se asigură urmatoarele mijloace de stingere a incendiilor:
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
8. Lucrările cu foc deschis nu se execută dacă sunt condiţii de
vânt…………………….............................................................................................
9. Pe timpul lucrărilor se asigură supravegherea acestora de către
doamna/domnul.........................................................................................................
10. Şeful serviciului public voluntar/privat pentru situaţii de urgenţă este
anunţat despre începerea, întreruperea şi încheierea lucrării
.................................................……………………………………...........................
....................................................................................................................................
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 123

11. Controlul măsurilor de apărare împotriva incendiilor se asigură de | către
doamna/domnul .......................................................................................................
12. Supravegherea lucrărilor cu foc se asigură de către doamna/domnul
....................................................................................................................................
13. Incendiul sau orice alt eveniment se anunţă la .............................................,
prin ............................................................................................................................
14. Alte măsuri specifice de apărare împotriva incendiului ............................
....................................................................................................................................
....................................................................................................................................
15. Personalul de execuţie, control si supraveghere a fost instruit asupra
măsurilor de apărare împotriva incendiului ........................……………………
………………………………………........................................................................
....................................................................................................................................
Responsabili
Numele si prenumele
Semnatura
__________________________________________________________________
Emitentul
__________________________________________________________________
Seful sectorului in care
se execută lucrarile
__________________________________________________________________
Executanţii lucrărilor cu foc
__________________________________________________________________
Serviciul public voluntar/privat
pentru situaţii de urgenţă
__________________________________________________________________
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 124

Condiţiile de
efectuare a
lucrarii de
mentenantă
Scopul aplicării
lucrării de
mentenanţă
1
CU OPRIREA CONDUCTEI
(CONDUCTA SCOASA DIN
EXPLOATRE)
0
RECONDITIONARE
1
CU SUDARE
0
FARA OPRIREA CONDUCTE
(CONDUCTA SUB PRESIUNE)
0
RECONDITIONARE
1
CU SUDARE
NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 23
Codificarea principalelor tehnologii de reparare a conductelor
1
INLOCUIRE
1
INLOCUIRE
1
CU SUDARE
DIRECT PE
TUBULATURA
0
FARA
SUDARE PE
TUBULATURA
00
FARA SUDARE
1
CU SUDARE
DIRECT PE
TUBULATURA
0
FARA
SUDARE PE
TUBULATURA
00
FARA SUDARE
12.Inlocuirea unui fragment de tubulatură
11. Incărcare prin sudare
10. Aplicare petec
09. Aplicare manşon de strângere tip B
08. Aplicare înveliş la distanţă
07. Aplicare manşon de strângere tip A
06. Aplicare înveliş umplut cu răşină
05. Netezire prin polizare sau frezare
04. Aplicare colier mecanic
03. Aplicare înveliş compozit tip CS
02. Aplicare înveliş compozit tip FR
01. Aplicare înveliş compozit tip BD
12.Inlocuirea unui fragment de tubulatură
11. Incărcare prin sudare
10. Aplicare petec
09. Aplicare manşon de strângere tip B
08. Aplicare înveliş la distanţă
07. Aplicare manşon de strângere tip A
06. Aplicare înveliş umplut cu răşină
05. Netezire prin polizare sau frezare
04. Aplicare colier mecanic
03. Aplicare înveliş compozit tip CS
02. Aplicare înveliş compozit tip FR
01. Aplicare înveliş compozit tip BD
Utilizarea sudării la
realizarea lucrării de
mentenantă
Procedeul tehnologic folosit la realizarea
lucrării de mentenanţă
Exemplu: Tehnologia codificată 0010 – 07 corespunde recondiţionarii tubulaturii unei conducte, fără scoaterea ei
din exploatare, prin aplicarea pe tubulatură a unui manşon tip A
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 125

Principalele procedee tehnologice de reparare a conductelor
Particularităţi şi domenii de aplicare
1. Repararea utilizând netezirea defectelor prin polizare
COD TEHNOLOGII: 0000 – 05 sau 1000 – 05
Procedeul constă în polizarea marginilor ascuţite şi netezirea profilului
defectelor locale de tip lipsă de material produse prin coroziune şi/sau în
transformarea prin polizare a defectelor ascuţite de tip crestătură sau fisură
(capabile să se extindă rapid) în adâncituri cu rază mare de curbură.
Deşi polizarea are ca rezultat subţierea peretelui, efectul negativ al prezenţei
defectelor se diminuează sau se elimină prin reducerea efectului de concentrare a
tensiunilor mecanice.
Se pot netezi prin polizare, oricare este extinderea lor axială s p , defectele
superficiale a căror adâncime maximă d p respectă condiţia d p 0,1t (t – grosimea
peretelui tubulaturii conductei), precum şi defectele cu adâncimea d p (0,1t; 0,4t],
dacă extinderea acestora în direcţie axială îndeplineşte condiţia:
d / t
p
s 1,12 D t
1
p e
. (1)
1,1 d / t 0,11
În mod obişnuit, în funcţie de adâncimea defectelor remediate, după o astfel de
intervenţie nivelul presiunii de operare se reduce faţă de presiunea maximă de regim.
Avantajele acestei metode de reparare, sunt: simplitatea, rapiditatea şi
costurile reduse implicate, posibilitatea utilizării în locuri dificile (de exemplu, la
armăturile de pe conducte), posibilitatea inspectării facile a zonei reparate şi
caracterul definitiv al reparaţiei, în timp ce dezavantajul principal al metodei este
posibilitatea aplicării numai la defectele superficiale cu adâncime mică (zona
neafectată de defecte a peretelui conductei trebuind să fie suficient de mare).
Procesul tehnologic de reparare a defectelor prin acest procedeu este foarte
simplu, cuprinzând numai operaţia de netezire a defectelor prin aşchiere (polizare
sau frezare cu scule profilate). Pentru aplicarea procedeului se utilizează polizoare
sau maşini de frezat portative şi trebuie concepute şi utilizate dispozitive adecvate
conducerii mecanizate a sculelor de lucru (pentru controlul permanent al
adâncimii de prelucrare şi a profilului de corectare a defectului.
2. Repararea folosind încărcarea prin sudare
COD TEHNOLOGII: 0011 – 11 sau 1011 – 11
Procedeul constă din umplerea defectului cu material de adaos prin sudare,
pentru a restabili sau a creşte grosimea iniţială a peretelui. Poate fi utilizată şi pentru a
înlocui materialul îndepărtat prin aplicarea procedeului de netezire prin polizare a
defectelor adânci. Nu este un procedeu de reparare foarte recomandat din cauza
pericolelor asociate sudării pe o conductă de gaze sub presiune, mai ales în zonele cu
perete subţire. Procedeul prezintă avantaje similare procedului descris anterior şi
următoarele dezavantaje: poate da naştere la defecte de tip fisură; în cazul răcirii
rapide a materialului depus prin sudare pot apărea zone cu structuri fragile şi se poate
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 126
p
2

produce fisurarea asistată de hidrogen; poate da naştere, aşa cum s-a precizat mai
înainte, la incendii, dacă defectele existente pe tubulatură permit scurgeri de gaz sau
dacă încărcarea prin sudare a produs perforarea (străpungerea) peretelui tubulaturii.
Încărcarea prin sudare trebuie realizată cu electrozi cu conţinut de hidrogen,
aplicând proceduri de sudare calificate.
La proiectarea tehnologiilor de reparare a anomaliilor superficiale locale de pe
suprafaţa exterioară a tubulaturii conductelor trebuie respectate următoarele prevederi:
‣ Se verifică printr-un procedeu adecvat de control nedistructiv grosimea
peretelui tubulaturii în zona anomaliei care trebuie reparată folosind încărcarea
prin sudare; încărcarea prin sudare cu arc electric şi electrozi înveliţi, cu regimuri
de sudare obişnuite din punctul de vedere al mărimii energiei liniare de sudare, se
poate face pe o conductă sub presiune dacă grosimea minimă a peretelui
tubulaturii este mai mare decât t ms = 6,4 mm. Aşa cum se poate observa analizând
datele din tabelul 1, grosimea t ms creşte odată cu mărirea presiunii de operare a
conductei p op şi cu scăderea vitezei gazelor transportate prin conductă v ga .
Tabelul 1. Grosimea t ms în funcţie de presiunea p op şi de viteza gazelor v ga *
Presiunea de
Viteza gazelor transportate prin conductă, m/s
operare p op , bara 0 1,5 3,0 6,1
1,01325 8,2 - - -
35 7,6 6,9 6,1 5,2
63 7,1 6,0 4,8 3,8
* t ms este grosimea cea mai mică pentru care probabilitatea de producere a fenomenului de străpungere a
peretelui conductei de către arcul electric folosit la sudare este neglijabilă; valorile din tabel au fost
obţinute la sudarea cu un curent de sudare I s = 100 A şi o tensiune a arcului U a = 20 V.
‣ Se depune un rând de contur pe perimetrul anomaliei care se
recondiţionează şi apoi se depun, în interiorul incintei demarcate de acest rând,
rânduri rectilinii succesive alăturate, care alcătuiesc primul strat al încărcării.
‣ Se polizează suprafaţa primului rând de contur până la înalţimea de
aproximativ 1,5 mm şi apoi se depune pe acesta al doilea rând de contur, având
grijă ca să nu se formeze un nou ZIT în materialul tubulaturii (materialul de bază –
MB); în interiorul incintei celui de-al doilea rând de contur se depun rânduri
succesive rectilinii alăturate, care alcătuiesc al doilea strat al încărcării.
Procedând astfel se depun toate straturile care alcătuiesc reparaţia.
Încărcarea prin sudare se poate folosi şi pentru repararea tubulaturilor care
prezintă anomalii superficiale locale de tip lipsă de material pe suprafaţa
interioară. Încărcarea prin sudare se realizează, respectând prevederile anterioare,
la exteriorul tubulaturii, într-o zonă care circumscrie conturul anomaliei la o
distanţă cel puţin egală cu grosimea nominală a peretelui tubulaturii. Grosimea
încărcării trebuie să asigure că în zona reparată grosimea peretelui depăşeşte în
orice punct grosimea nominală a peretelui tubulaturii.
3. Repararea prin aplicarea de petece sudate
COD TEHNOLOGII: 0011 – 10 sau 1011 – 10
Procedeul constă în sudarea unui petec peste un defect de tip lipsă de
material, pentru asigurarea rezistenţei mecanice şi etanşarea zonei tubulaturii în
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 127

care este localizat defectul.
Avantajele aplicării acestui procedeu de reparare sunt simplitatea,
rapiditatea, costurile reduse implicate şi caracterul definitiv al reparaţiilor
realizate. Dezavantajul principal îl constituie probabilitatea destul de mare de
apariţie a defectelor (de tipul fisurilor datorită hidrogenului) în sudurile de colţ
realizate pentru montarea petecului pe tubulatura conductei. De asemenea, trebuie
să se ţină seama de toate aspectele legate de realizarea operaţiilor de sudare pe
conductele destinate transportului de gaze naturale.
Petecele se pot confecţiona din ţeavă sau din tablă şi pot avea desfăşurata
dreptunghiulară, cu vârfurile rotunjite la o rază de cel puţin 25 mm sau circulară.
Grosimea petecului se adoptă în mod obişnuit egală cu grosimea nominală a
pereteleui tubulaturii pe care se aplică, iar oţelul din care se confecţionează trebuie
să fie asemănător celui folosit la fabricarea ţevilor, compatibil la sudare cu oţelul
ţevilor tubulaturii şi cu caracteristicile mecanice cel puţin egale cu ale oţelului din
care sunt fabricate ţevile.
Recomandările practice privind aplicarea procedeului sunt:
‣ Se repară în mod obişnuit tubulaturile realizate din ţevi din oţel cu clasa
de rezistenţă corepunzătoare cel mult mărcii X42 (L 290).
‣ Petecele trebuie realizate sau calibrate pe o maşină de curbat cu 3 sau 4
role, astfel încât raza de curbură a suprafeţei lor interioare să fie egală cu raza de
curbură a suprafeţei exterioare a tubulaturii pe care se aplică.
‣ Repararea prin aplicarea de petece rotunde sudate se foloseşte numai
dacă zona din circumferinţa tubulaturii acoperită de petec nu are lungimea mai
mare decât jumătate din diametrul exterior al ţevilor care alcătuiesc tubulatura.
‣ Repararea prin aplicarea de petece dreptunghiulare (cu colţurile
rotunjite) sudate se foloseşte numai dacă perimetrul petecului nu este mai mare
decât jumătate din circumferinţa tubulaturii, iar extinderea petecului pe direcţie
axială nu depăşeşte jumătate din diametrul exterior al ţevilor care alcătuiesc
tubulatura.
4. Repararea cu manşoane de strângere tip A
COD TEHNOLOGII: 0010 – 07 sau 1010 – 07
Procedeul constă în fixarea în jurul zonei cu defecte superficiale locale de
tip lipsă de material sau de tip deformare plastică locală a doua învelişuri
semicilindrice (care se potrivesc diametrului exterior al tubulaturii conductei care
se repară) şi sudarea unul de celălalt (evitând ca tubulatura conductei să fie
afectată de sudare), aplicând una din soluţiile prezentte în figura 1.
Acest procedeu tehnologic se foloseşte pentru repararea tubulaturilor cu
defecte nestrăpunse, manşoanele având în principal rolul de a împiedica orice
posibilă deformare excesivă (bombare) a tubulaturii în zona defectelor. Pentru a
se asigura o consolidare bună a zonei defectului şi a se realiza o bună conlucrare
mecanică între tubulatură şi manşonul aplicat, poate fi necesară umplerea cu
răşină sintetică a interstiţiului dintre tubulatură şi manşon. Este de asemenea
important să se realizeze o strângere bună pe tubulatură a semimanşoanelor,
utilizându-se coliere mecanice adecvate.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 128

Fig. 1. Repararea conductelor prin procedeul aplicării manşoanelor de strângere tip A
Varianta cea mai recomandată de aplicare a procedeului presupune
realizarea învelişurilor semicilindrice prin curbare din tablă, cu prelucrarea
prealabilă a marginilor la configuraţia şi dimensiunile precizate în figura 2, urmată
de fixarea acestora pe tubulatura care se repară, cu ajutorul unor dispozitive clemă
tip jug de tipul celor schiţate în figura 2 şi de sudarea longitudinală a învelişurilor
semicilindrice, utilizând soluţia sudării fără suport.
Pentru a realiza un efect de fretare la aplicarea unui manşon de tip A, se
încălzesc cele două jumătăţi ale acestuia la o temperatură de 350...400 o C şi se
fixează cu ajutorul unor dispozitive clemă tip jug, după care se efectueaza sudarea
longitudinală (fără sudare de conducta), iar la răcire manşonul astfel constituit
comprimă tubulatura suport. În zona conductei care se recondiţionează se poate
aplica un strat de răşină epoxidică, ce acţioneaza ca un lubrifiant la aşezarea pe
tubulatura a celor două elemente componente ale manşonului şi care se comportă
după întărire ca un mediu ce asigură conlucrarea (cuplarea) mecanică a conductei
şi manşonului. Aplicarea stratului de răşină (sau altui material de umplutură) este
obligatorie când metoda este utilizată pentru repararea defectelor produse prin
deformarea plastică locală a conductei, pentru a impiedica evoluţia defectului sub
manşon (modificarea configuraţiei defectului prin deformarea conductei).
Procedul este simplu, rapid şi ieftin, asigurând realizarea unor reparaţii cu
caracter permanent, fără ca operaţiile de sudare să afecteze conducta. Ca
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 129

dezavantaje ale acestui procedeu tehnologic de reparare se pot cita: aplicarea
numai la remedierea defectelor care nu produc scurgeri de fluid (nu afectează
etanşeitatea conductei), strângerea manşonului pe conducta poate genera stări de
tensiuni mecanice nedorite în conducta, deoarece este dificil de realizat ajustaje şi
condiţii de strângere controlate la aplicarea acestui tip manşoane.
Fig. 2. Configuraţia marginilor învelişurilor semicilindrice care alcătuiesc manşoanele
tip A sau B cu care se remediază defectele de pe tubulaturile conductelor
5. Repararea cu manşoane de strângere tip B
COD TEHNOLOGII: 0011 – 09 sau 1011 – 09
Procedeul constă în fixarea în jurul zonei cu defecte superficiale locale de tip
lipsă de material sau de tip deformare plastică locală a doua învelişuri semicilindrice
(care se potrivesc diametrului exterior al tubulaturii conductei care se repară), sudarea
unul de celălalt (evitând ca tubulatura conductei să fie afectată de sudare) şi sudarea
de tubulatură prin suduri în colţ la ambele capete. Manşonul aplicat trebuie sa
depăşească cu cel putin 50 mm zona defectelor de pe tubulatura conductei care se
repară; se crează astfel o incintă închisă în jurul defectelor, capabilă să preia
solicitările mecanice generate de presiunea gazului din conductă.
Ca şi în cazul altor procedee tehnologice care presupun sudarea pe conducta sub
presiune, se iau măsurile corepunzătoare pentru obţinerea unor îmbinări sudate de calitate.
Repararea cu manşoane de strângere sudate este un procedeu utilizat foarte
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 130

frecvent, deoarece permite refacerea integrală a capacităţii portante a tubulaturii
conductei. Manşoanele consolidează zona defectelor şi frânează extinderea acestora.
Coroana circulară dintre manşonul de tip B şi tubulatura conductei poate fi
presurizată prin găurirea tubulaturii pentru a elimina tensiunile mecanice
circumferenţiale din zona deteriorată a tubulaturii şi a transfera manşonului
sarcina preluării solicitărilor mecanice. Aceasta metodă este recomandată pentru
defectele ce cauzează scurgerea gazului din conductă sau care pot evolua până la
pierderea etanşeităţii conductei. Găurirea tubulaturii suport trebuie efectuată dacă
defectul care a fost reparat poate provoca ruperea în viitor, adică, dacă defectul
poate creşte după ce a fost reparat (de exemplu din cauza solicitărilor variabile)
sau dacă presiunea în tubulatura conductei este ridicată.
Pentru efectuarea găuririi se montează pe jumătatea superioară a
manşonului de tip B un racord pentru o maşină de gaurit şi un dispozitiv de
etanşare. În practica curentă se evită însă găurirea tubulaturii, datorită problemelor
tehnologice pe care le implică efectuarea acestei operaţii.
Manşoanele sudate măresc capacitatea portantă a conductei deteriorate şi
reparate prin redistribuirea tensiunilor mecanice şi împiedicarea bombării
tubulaturii în zona defectelor locale.
6. Repararea cu învelişuri aplicate la distanţă
COD TEHNOLOGII: 0011 – 08 sau 1011 – 08
Învelişurile aplicate la distanţă se folosesc în cazul defectelor apărute într-o
zonă curbată sau cu formă complicată a tubulaturii unei conducte. Se prind manşoane
de ţeavă pe fiecare parte a zonei cu defecte şi apoi se sudează de acestea, la o distanţa
corespunzătoare pentru a prelua curbura sau alte particularităţi geometrice ale
tubulaturii, elementele de înveliş care închid şi etanşează zona cu defecte.
Manşoanele şi învelişurile formeaza o incintă de presiune în jurul zonei cu
defecte şi previn orice pierdere de gaz din conductă, în cazul în care defectul
cauzeaza avarierea (cedarea) conductei. Tubulatura supusă reparării poate fi
găurita pentru presurizarea coroanei inelare create în jurul defectului şi
descărcarea parţială de solicitări mecanice a tubulaturii conductei.
În mod obişnuit, reparaţiile realizate prin acest procedeu sunt temporare,
impunând realizarea ulterioară a unor lucrări de înlocuire a elementelor
deteriorate de pe tubulatura conductei.
Câteva tipuri uzuale de astfel de astfel de învelişuri (realizate din tablă, prin
curbare sau ambutisare) sunt prezentate în figura 3, iar modul de folosire a acestui
procedeu la recondiţionarea unei conducte cu defecte apărute în zona unei reparaţii
anterioare cu manşoane tip B este redat în figura 4.
7. Repararea cu învelişuri umplute cu răşină sintetică
COD TEHNOLOGII: 0010 – 06 sau 1010 – 06
Este un procedeu de reparare fără sudare directă pe conductă, pentru
remedierea defectelor tubulaturii care nu au produs pierderea etanşeităţii conductei
(scurgeri de gaz). Poate fi folosită şi acolo unde sudarea nu se poate utiliza şi
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 131

anume: în zonele coturilor şi ramificaţiilor în T, în zonele sudurilor transversale
dintre ţevile care alcătuiesc tubulatura conductelor, pe robinete etc. Se folosesc
două învelişuri semicilindrice din oţel, care au grosimea peretelui egală cu cea a
peretelui tubulaturii conductei şi sunt din aceeaşi calitate de material, ce se
sudează unul de cealălalt în jurul zonei cu defecte. Diametrul interior al
învelişurilor este mai mare decât diametrul exterior al conductei, lăsând un spaţiu
inelar de 3 până la 40 mm între învelişuri şi tubulatura conductei supuse reparării;
acest spaţiu se umple cu răşină sintetică (de obicei se foloseşte o răşină epoxidică),
umplerea (cu răşina în stare fluidă) făcându-se prin procedeul ―în sifon‖ (de jos în
sus) sau prin turnare directă (de sus în jos).
Fig. 3. Configuratia constructivă a unor înveliş aplicat la distanţă pentru repararea conductelor cu
defecte în zona CUS circulare dintre ţevile tubulaturii sau în zona unor accesorii montate pe tubulatură
Fig. 4. Configuratia învelişului aplicat la distanţă peste o reparaţie anterioară
8. Repararea cu coliere mecanice
COD TEHNOLOGII: 0000 – 04 sau 1000 – 04
Pentru repararea defectelor locale de pe tubulaturile conductelor se pot
utiliza trei tipuri de coliere mecanice:
‣ colierele structurale, care se fixează pe tubulatura conductei pentru a
preveni scurgerea gazului (în cazul în care defectele existente pe tubulatură
produc cedarea acesteia) şi este cuplat mecanic cu tubulatua astfel încât să preia
integral solicitările mecanice ale acesteia;
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 132

‣ colierele de prevenire, care evită scurgerea gazului din conductă (în
cazul în care defectele existente pe tubulatură produc cedarea acesteia), dar care
nu sunt destinate să preia solicitările mecanice ale tubulaturii conductei.
‣ colierele de etanşare, destinate numai pentru refacerea etanşeităţii
tubulaturii conductei şi eliminarea scurgerilor de gaz existente.
În cazul primelor două tipuri de coliere mecanice, coroana inelară dintre
tubulatura conductei şi colier poate fi umplută cu materiale de tipul răşinilor
sintetice sau cu alte materiale ce pot asigura etanşeitatea.
Procedeul se remarcă prin durata scurtă necesară pentru efectuarea
reparaţiei, prin simplitate şi prin faptul că nu necesită realizarea de îmbinări sudate
pe conductă, iar dezavantajele sale principale pot fi formulate astfel: reparaţiile
efectuate astfel au caracter temporar, nu se poate aplica în cazul în care defectele
existente pe tubulatura conductei pot produce cedarea (ruperea) acesteia, iar
colierele trebuie depozitate şi întreţinute corespunzător (deoarece au în compunere
elemente de etanşare confecţionate din cauciuc sau din mase plastice).
Pentru a realiza reparaţii de calitate prin acest procedeu se recomandă
utilizarea colierelor mecanice fabricate de firme specializate şi evitarea folosirii
colierelor fabricate artizanal.
9. Repararea cu învelişuri din materiale compozite
COD TEHNOLOGII: 0000 – 03, 0000 – 02, 0000 – 01 sau
1000 – 03, 1000 – 02, 1000 – 01
Repararea cu învelişuri complexe, realizate din materiale compozite, reprezintă
o clasă de procedee tehnologice moderne de reparare a conductelor destinate
transportului gazelor naturale care prezintă defecte superficiale locale de tip lipsă de
material, produse prin coroziune sau defecte de tip deformare plasticălocală a
tubulaturii, produse (în general) prin intervenţii sau interferenţe de terţă parte.
Procedeele tehnologice din această clasă permit repararea fără scoaterea din exploatare
a conductelor şi fără aplicarea unor operaţii de sudare pe tubulatura acestora, înlocuind
cu succes procedeele tradiţionale (clasice) de reparare.
Procedeele din această clasă constau în aplicarea în zona defectelor conductei a
unui înveliş cu structură complexă, alcătuit, în general, din următoarele componente:
un chit (material de umplere) polimeric, utilizat pentru acoperirea defectelor de pe
conductă şi refacerea configuraţiei exterioare a acesteia, mai multe straturi de bandă de
material compozit, realizată dintr-o matrice polimerică şi fibre durificatoare, care pot fi
fibre continui, fibre discrete sau ţesături de fibre din sticlă sau grafit şi un adeziv
polimeric, care asigura legatura şi conlucrarea sinergică dintre conductă şi straturile de
bandă şi dintre straturile succesive ale materialului compozit.
Setul de reparare printr-un procedeu de tipul celui descris mai înainte are
drept componente principale chitul sau materialul folosit pentru umplerea
defectului care se repară şi materialul compozit care alcătuieşte învelişul de
consolidare a tubulaturii conductei în zona defectului care se repară, alcătuit fie
din benzi successive de material compozit (având în compunere o matrice
polimerică şi un material de ranforsare) cuplate între ele cu ajutorul unui adeziv,
fie dintr-un material compozit realizat din mai multe straturi successive de
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 133

material de ranforsare impregnate şi cuplate în vederea conlucrării cu un material
de tip matrice polimerică.
Învelişurile utilizate pentru repararea defectelor superficiale locale de tip
lipsă de material de pe tubulaturile conductelor se pot realiza în mai multe feluri:
a) Producătorul livrează o bandă confecţionată din material compozit şi un
adeziv polimeric, iar învelişul de reparare se realizează prin înfăşurarea benzii pe
tubulatura conductei, aderenţa benzii pe tubulatură şi aderenţa între straturile
succesive de bandă ale învelişului fiind asigurată prin aplicarea adezivului pe
acestea; învelişurile de acest tip sunt denumite generic învelişuri tip CS;
b) Producătorul livrează o bandă confecţionată din material compozit
autoadezivă, iar învelişul de reparare se realizează prin înfăşurarea benzii pe
tubulatura conductei, aderenţa benzii pe tubulatură şi aderenţa între straturile
succesive de bandă ale învelişului fiind asigurată de substanţele adezive înglobate
în bandă sau impregnate pe componenta de armare a benzii; învelişurile de acest
tip sunt denumite generic învelişuri tip FR;
c) Producătorul livrează componentele materialului compozit, adică
matricea polimerică şi materialul de armare, iar învelişul se obţine aplicând pe
tubulatura conductei, în straturi succesive, cele două componente; învelişurile de
acest tip sunt denumite genric învelişuri tip BD.
În toate cazurile anterior precizate, învelişurile folosite la repararea
conductelor sunt învelişuri complexe, din materiale compozite. În cazul
învelişurilor tip CS, banda din care se realizează straturile învelişului este un
material compozit armat cu fibre (ţesute sau neţesute, lungi sau scurte, orientate
sau neorientate), iar învelişul de reparare realizat pe tubulatura conductei este un
compozit stratificat, alcătuit din această bandă (care la rândul său este un
compozit) şi adezivul polimeric aplicat între straturile de bandă. În cazul
învelişurilor tip FR, banda din care se realizează învelişul este un material
compozit complex, cu mai multe straturi şi materialul de armare sub formă de
ţesătură de fibre şi de fibre scurte neorientate (sub formă de mat sau împâslitură de
fibre). Învelişurile tip BD sunt, de asemenea, învelişuri compozite complexe, cu
mai multe straturi succesive de matrice polimerică şi material de armare sub formă
de ţesătură de fibre.
La folosirea acestui procedeu trebuie respectată cu rigurozitate procedura
producătorului, aplicarea învelişurilor compozite fiind simplă şi necesitând
folosirea de personal cu calificare medie, dar impunând luarea în considerare şi
respectarea cu stricteţe a tuturor prescripţiilor incluse de producătorul,
importatorul sau distribuitorul setului de reparare în Fişa tehnică de securitate,
întocmită în conformitate cu prevederile legale în vigoare, a fiecărui material din
setul de reparare.
10. Repararea conductelor prin secţionare sau by-pass
COD TEHNOLOGII: 0111 – 12 sau 1111 – 12
În cazul aplicării acestei metode reparaţia are caracter definitiv şi constă din
îndepărtarea tronsonului din tubulatura conductei care prezintă defecte care-i
afectează grav integritatea şi înlocuirea acestuia cu un tronson realizat din ţevi noi.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 134

Reparaţia se poate realiza cu sau fără scoaterea din funcţiune a conductei.
La repararea cu scoaterea din funcţiune a conductei principala problemă o
constituie izolarea tronsonului care se înlocuieşte şi asigurarea etanşării celor două
zone ale tubulaturii între care se află amplasat acesta; în acest scop se pot utiliza
următoarele soluţii tehnice:
‣ folosirea robinetelor de închidere / izolare amplasate la capetele
tronsonului care trebuie înlocuit; evident, aplicarea acestei soluţii presupune
existenţă pe conductă a robinetelor (prevăzute încă din faza de proiectare a
conductei, dacă se cunoaşte că o anumită zonă de pe traseul acesteia este situată
într-un sol cu agresivitate mare, care poate deteriora rapid conducta);
‣ folosirea dopurilor obişnuite pentru ţevi, aplicate manual la capetele
celor două zone ale conductei între care se află amplasat tronsonul care trebuie
înlocuit;
‣ utilizarea PIG-urilor / sferelor de izolare, care se introduc la capetele
celor două zone ale conductei între care se află amplasat tronsonul care trebuie
înlocuit;
‣ realizarea unor dopuri de gheaţă, prin solidificarea unor tampoane de
apă sau gel la capetele tronsonului de conductă care trebuie înlocuit.
În prezent se utilizează o serie largă de procedee tehnologice noi pentru
efectuarea lucrărilor de mentenanţă corectivă fară scoaterea din funcţiune a
conductelor (sau cu durate minime de indisponibilizare a conductelor), cu
cheltuieli materiale scăzute şi durabilităţi mari ale tronsoanelor de conductă
recondiţionate.
Înlocuirea tronsoanelor compromise ale conductelor metalice fără scoaterea
din funcţiune a conductelor se poate realiza aplicând tehnologia şi folosind
echipamentul tehnologic special din dotarea OST; la aplicarea acestei tehnologii
se parcurg următoarele etape:
a. Verificarea stării tehnice a conductei, stabilirea tronsonului de conductă
care trebuie înlocuit şi determinarea grosimii peretelui tubulaturii conductei în
zonele marginale ale tronsonului care trebuie înlocuit;
b. Sudarea pe conductă, la capetele tronsonului care trebuie înlocuit, a unor
fitinguri speciale de tip T;
c. Montarea pe flanşele cu siguranţe inelare ale fitingurilor de tip T a unor
valve de închidere de tip sandwich;
d. Montarea pe valvele de închidere de tip sandwich a dispozitivului de
perforare a conductei, cu scule de tip freză şi burghiu pilot cu reţinător de carotă
debitată;
e. Perforarea conductei în dreptul fiecărui fiting de tip T, extragerea carotei
obţinute prin perforare şi închiderea valvei de tip sandwich;
f. Montarea conductei provizorii (de deviere sau by-pass), deschiderea
valvelor tip sandwich aferente acestei conducte şi dirijarea curgerii fluidului pe
conducta de deviere;
g. Montarea dopurilor de închidere (izolare) a tronsonului de conductă care
trebuie înlocuit cu ajutorul dispozitivelor speciale de introducere a acestor dopuri ;
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 135

h. Debitarea tronsonului de conductă care trebuie înlocuit, montarea
tronsonului nou şi sudarea acestuia la conductă;
i. Scoaterea dopurilor de închidere, montarea capacelor de închidere a
fitigurilor de izolare, demontarea dispozitivelor şi valvelor sandwich de pe
fitingurile de izolare şi blindarea flanşelor de acces ale acestora .
j. Inchiderea valvelor sandwich de pe fitingurile de bypass, demontarea
conductei de bypass, montarea dispozitivelor de montare a capacelor de închidere
a fitingurilor de bypass, demontarea valvelor sandwich de pe fitingurile de bypass
şi blindarea flanşelor de acces ale acestora.
Tehnologia de reparare descrisă anterior se aplică folosind procedura de
lucru pusă la dispoziţia utilizatorului de firma care livrează echipamentul de lucru
(valvele de închidere de tip sandwich, dispozitivelor de perforare a conductelor cu
scule de tip freză şi burghiu pilot cu reţinător de carotă debitată, dispozitivelor de
introducere a dopurilor de închidere / izolare) şi piesele de adaos pentru efectuarea
reparaţiei (fitingurile speciale de tip T).
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 136

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 24
APROBAT
Inginer şef Exploatare teritorială
Fişa de urmărire nr. ...... din data ..........................
pentru lucrarea de mentenanţă ..................... etapele ..................
Lucrarea se execută:
pe baza Programului tehnologic de execuţie □ nr. ...; fără Program tehnologic de execuţie □
Numărul proiectului de tehnologie ..................................... Proiectant .....................................................
Sectorul de exploatare ..............................................Exploatarea teritorială ..............................................
3. DATE PRIVIND LOCALIZAREA SI TERMENELE LUCRARII DE MENTENANTA
Denumirea conductei:
Codul conductei:
Denumire tronsonului pe care se efectuează lucrarea :
Codul tronsonului conductei:
Localizarea lucrării pe tronsonul de conductă:
Numărul Ordinului de lucru:
Data începerii lucrării:
Termenele de finalizare şi de recepţie ale lucrării:
4. CONTINUTULUI SI VOLUMULUI LUCRARII
Conţinutul şi
Etapa Operaţia
Cerinţe privind calitatea
volumul operaţiei
Norma de timp
3. DEROGARI APROBATE
Etapa Operaţia Derogarea solicitată
Justificarea derogării,
documente
Data aprobării
4. APRECIERI PRIVIND EFECTUAREA LUCRARII PE ETAPE
CONCLUZIILE RECEPTIEI PRIVIND: *
Data
Etapa
finalizării
Respectarea
cerinţelor tehnice
Incadrea în
consumurile normate
Încadrarea în
termenele de execuţie
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 137

* se completează DA/NU – ……………………..(nerealizările faţă de tehnologia proiectată)
5. APRECIERI PRIVIND RECEPTIA FINALA A LUCRARII
Verificarea,
Documente şi Remedieri cerute şi
Rezultatul
încercarea, proba
inregistrări termenele de execuţie
Concluzia *
* se completează RECEPTIONAT / RESPINS, se reface verificarea la data ............................................
6. DATA RECEPTIEI FINALE A LUCRARII: ...........................................................................
7. MENTIUNI SI OBSERVATII PRVIND REALIZAREA LUCRARII: ....................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
Numele şi prenumele Responsabilului lucrării de mentenanţă ……………………….…........
Semnătura …………………………..…...
Notă. Fişa de urmarire se aprobă de inginerul şef al ET numai pentru lucrările executate pe
bază de Program tehnologic de execuţie. Documentul nu se întocmeşte pentru lucrările de
mentenanţă executate de către personalul exploatării teritoriale care gestionează conducta.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 138

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 25
Proces verbal de recepţie definitivă a reparaţiei
Nr. ..... din data de ........................
1. Denumirea lucrării ............................................................................................................
..........................................................................................................................................................
..........................................................................................................................................................
Numărul proiectului de tehnologie ........................ Proiectant .....................................................
Sectorul de exploatare ..............................................Exploatarea teritorială ..............................................
2. Lucrarea de mentenanţă a fost realizată în următoarele condiţii:
Denumirea conductei:
Codul conductei:
Denumire tronsonului pe care se efectuează lucrarea :
Codul tronsonului conductei:
Localizarea lucrării pe tronsonul de conductă:
Numărul Ordinului de lucru:
Data începerii lucrării:
Termenele de finalizare şi de recepţie ale lucrării:
Numărul Fişei de urmărire a lucrării de mentenanţă
3. Comisia de recepţie finală şi-a desfăşurat activitatea în intervalul .............................
şi a avut următoarea componenţă:
Numele şi prenumele
Funcţia
Au mai participat la recepţie şi următorii specialişti:
Numele şi prenumele
Funcţia
4. Comisia de recepţie finală a examint calitatea lucrării şi documentaţia pe baza
căreia s-a realizat aceasta şi a constatat următoarele:
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 139

4.1. Lucrările au fost realizate în conformitate cu prevederile proiectului tehnologic
…………………………………… şi au fost recepţionate în conformitate cu prevederile Fişei
de urmărire a lucrării de mentenanţă ……………………………………………………………
4.2. Lucrările au fost complet finalizate la data de ……………………………………..
4.3. La toate verificările, încercările şi probele efectuate la recepţie s-a consemnat în
Fişei de urmărire a lucrării de mentenanţă rezultatul RECEPTIONAT.
5. Prescripţiile privind monitorizarea postexecuţie a lucrării şi durata acestei
monitorizări sunt prezentate în Anexa 1 a acestui Proces verbal
6. Termenul de garanţie pentru lucrare este …………………… iar obligaţiile
executantului lucrării în perioada de garanţie sunt ……………………………………………..
……………………………………………………………………………………………………..
……………………………………………………………………………………………………..
……………………………………………………………………………………………………..
……………………………………………………………………………………………………..
7. In baza constatărilor făcute comisia de recepţie propune RECEPTIONAREA
lucrării de mentenanţă.
8. Prezentul Proces verbal, conţinând ....... file şi ....... anexe numerotate, cu un total
de ...... file, a fost încheiat astăzi ..................... la ......................... în ....... exemplare, din care
..... exemlare au fost preluate de executant, iar ........ exemplare au rămas la beneficiar.
9. Semnături:
Comisia de recepţie
Specialişti
Numele şi prenumele Semnătura Numele şi prenumele Semnătura
NOTA. Documentul nu se întocmeşte pentru lucrările de mentenanţă executate de către
personalul exploatării teritoriale care gestionează conducta
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 140

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 26
Criteriile de apreciere a gravităţii incidentelor produse pe conductele SNT
1. Gravitatea incidentelor produse pe conductele destinate transportului
gazelor naturale se apreciază în funcţie de amploarea scăpărilor de gaze care se
produc.
2. Incidentele produse pe conductele destinate transportului gazelor
naturale se pot încadra în trei grade de gravitate:
2.1. GRADUL 1
Definiţie: Incidentul de Gradul 1 este cel pentru care nivelul scăpărilor de
gaze determină un risc ridicat de producere a unor evenimente care pot afecta
integritatea şi sănătatea persoanelor aflate în zonă şi impune luarea imediată de
măsuri pentru repararea defectelor care au determinat scăpările şi pentru limitarea
riscului.
Criterii de acţiune: Incidentele de Gradul 1 impun intervenţii în regim de
urgenţă şi acţiuni care să asigure menţinerea la un nivel acceptabil a riscului de
producere a unor evenimente periculoase. Măsurile care trebuie luate constau în
aplicarea prevederilor Planului de urgenţă, evacuarea persoanelor din zonă şi
blocarea accesului în zona incidentului, devierea traficului, eliminarea din zonă a
tuturor surselor de aprindere, ventilarea zonei, oprirea transportului gazelor prin
conductă, alertarea serviciilor de intervenţii în situaţii de urgenţă (pompieri,
salvare, poliţie).
Exemple de incidente: 1. orice incident care în opinia personalului OST
reprezintă un risc ridicat de producere a unor evenimente periculoase; 2. orice
incident care a determina scăpări de gaze care s-au aprins; 3. orice incident cu
scăpari de gaze care au migrat în interiorul sau în subsolul unor clădiri sau într-un
tunel; 4. orice incident care a determinat o acumulare de gaze într-un spaţiu închis
ce depăşeşte 80 % din limita inferioară de explozie; 5. orice incident ale cărui
scăpări de gaze se pot auzii, mirosii sau simţii şi care s-au produs într-o zonă în
care poate fi afectată integritatea sau sănătatea oamenilor.
2.2. GRADUL 2
Definiţie: Incidentul de Gradul 2 este cel pentru care nivelul scăpărilor de
gaze este nepriculos în momentul depistării, dar care justifică programarea
lucrărilor de mentenanţă pentru repararea defectelor care au determinat scăpările,
astfel încât să nu existe pericolul producerii viitoare a unor evenimente
periculoase.
Criterii de acţiune: Incidentele de Gradul 2 impun intervenţii cu lucrări de
mentenanţă în cel mult 12 ... 15 luni de la depistare. La stabilirea urgenţei
reparaţiilor impuse de rezolvarea unor incidente de acest grad se ţine seama de
posibilitatea ridicarii şi migrării gazelor, de apropierea zonei incidentului de
clădiri sau obiective industriale, determinată de clasa de locatie a conductei în
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 141

zona incidentului, de tipul solului din zonă şi de posibiltăţile de ventilare a zonei.
Incidentele de Gradul 2 nerezolvate trebuie reevaluate la cel mult 6 luni de la
depistare şi în funcţie de eventuala lor evoluţie pot determina schimbarea
programării lucrărilor de mentenanţă; dacă scăpările de gaze s-au majorat, iar zona
incidentului se încadrează în clasele de locaţie superioare, se poate programa
intervenţia cu lucrări de mentenanţă în următoarele 5 zile lucrătoare de la
reevaluarea incidentului, iar dacă s-a constat o creştere a scăparilor de gaze, dar
zona incidentului este nepopulată reparaţiile pot fi programate în următoarele 30
zile de la reevaluarea incidentului
Exemple de incidente: 1. orice incident care a determinat o acumulare de
gaze într-un spaţiu închis cuprinsă între 20 % şi 80 % din limita inferioară de
explozie; 2. orice incident la o conductă la care nivelul tensiunilor
circumferenţiale în peretele tubulaturii depăşeşte 30 % din limita de curgere R t0,5 şi
care nu a fost calificat ca incident de Gradul 1; 3. orice incident care în opinia
personalului OST are o amploare suficientă pentru a impune programarea unei
intervenţii cu lucrări de mentenanţă.
2.3. GRADUL 3
Definiţie: Incidentul de Gradul 3 este cel pentru care nivelul scăpărilor de
gaze este nepriculos în momentul depistării şi care se apreciază că rămâne
nepriculos şi în viitor.
Criterii de acţiune: Incidentele de Gradul 2 impun reevaluarea la
următoarea revizie tehnică programată la tronsonul de conductă pe care s-au
produs, dar la nu mai mult de 15 luni de la depistare. Pe baza reevaluării periodice
se programează eventualele lucrări de mentenanţă.
Exemple de incidente: 1. orice incident care a determinat o acumulare de gaze
într-un spaţiu închis sub 20 % din limita inferioară de explozie.
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 142

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 27
Simboluri şi reguli la reprezentarea grafică a tronsoanelor de conductă sau
porţiunilor din acestea supuse unor lucrări de mentenaţă
Pentru reprezentarea grafică a tonsoanelor de conductă se vor utiliza
regulile şi simbolurile recomandate :
‣ SR EN ISO 6412-1, Desene tehnice. Reprezentarea simplificată a
conductelor şi sistemelor de conducte. Partea 1: Reguli generale şi reprezentare
ortogonală
‣ SR EN ISO 6412-2, Desene tehnice. Reprezentarea simplificată a
conductelor şi sistemelor de conducte. Partea 2:Proiecţie izometrică
‣ SR EN ISO 6412-3, Desene tehnice. Reprezentarea simplificată a
conductelor şi sistemelor de conducte. Partea 3:Accesorii pentru sistemele de
ventilaţie şi drenaj
Printr-o procedură elaborată de DE al OST se va stabili un cod al
culorilor cu care se vor marca în reprezentările grafice: conductele de transport,
robinetele de secţionare, robinetele de reglare, traversările aeriene şi elementele
acestora (suportii de sprijin, pilele, pilonii etc.), subtraversările de căi ferate sau
de drumuri, conductelertehnologice, conducte evacuare (purjare),supapele de
siguranţă şi descarcatoarele de presiune, prizele de potential ale sistemului de
protecţie catodică, bornele de marcare a traseului conductelor, separatoarele,
gările de lansare-primire a disp[ozitivelor de tip PIG, aerisitoarele etc.
Pentru indicarea mărcilor de oţel din care sunt realizate ţevile
conductelor se va aplica următorul cod al culorilor:
Oţelul
Grade API Spec 5L Marca SR EN 10208
Culoare
X46 - Negru
X52 L360 Verde
X56 - Albastru
X60 L415 Roşu
X65 L450 Alb
X70 L485 Violet
X80 L555 Galben
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 143

Exemplu de utilizare a simbolurilor grafice
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 144

NORME TEHNICE SPECIFICE SNT
MENTENANŢA CONDUCTELOR DE TRANSPORT GAZE NATURALE – NTMC
ANEXA 28
Lista bibliografiei utilizate la elaborarea normelor tehnice
1. Adams N.J.I., Characterization of fracture in vessels and piping, Transaction
of the ASME, feb., 1977, p. 144...148
2. Ahammed, M., Prediction of remaining strength of corroded pressurised
pipelines, Int. J. Pres. Ves. & Piping, 71, 1997, p.213-217
3. Ainsworth R. A., Failure assessement diagrams for use in R6 assessement for
austenitic components, Int. J. Pres. Ves. & Piping, vol. 65, 1996, p. 303-309
4. Ainsworth, R.A., Ruggles, M.B., and Takahashi, Y., Flaw Assessment
Procedure for High-Temperature Reactor Components, Journal of Pressure
Vessel Technology, Vol. 114, American Society of Mechanical Engineers, New
York, May, 1992, p. 166-170
5. Al-Ansary M. D., Tearing modulus solution for pipes with long internal axial
part-trough crack, Int. J. Pres. Ves. & Piping, vol. 72, 1997, p. 97-102
6. Alexander C.R., Review of Experimental and Analytical Investigations of
Dented Pipelines, Operations, Applications and Components, PVP-Vol 395,
ASME, 1995, p.197–205
7. Antonescu N.N., Ulmanu V., Fabricarea, repararea şi întreţinerea utilajului
chimic şi petrochimic, Editura Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1981
8. Amirat A., Mohamed-Chateauneuf A., Chaoui K., Reliability assessment of
underground pipelines under the combined effect of active corrosion and
residual stress, Int. J. of Pressure Vessels and Piping, 83 (2006), p. 107–117
9. Anderson J.R., Natural gas infrastructure reliability, Strategic Center for
Natural Gas, Oklahoma, Program overview September 2002
10. Aronson A.H., Kochynsky M., Mihelich J.L., Improvements in electric
resistance welded, X60 line pipe technology, Welding Research Supplement,
November, 1969, p.473-478
11. Aynbinder A., s.a., FSU pipeline design code compared to U.S. codes, Oil
&Gas Journal, Mar.7, 1994, p. 67 -70
12. Azevedo C.R.F., Sinatora A., Failure analysis of a gas pipeline, Engineering
Failure Analysis, 11 (2004), p. 387-400
13. Babcock, S. M., R. L. Glassell, and B. E. Lewis, Functions and requirements
for the Gunite and Associated Tanks Pipe Plugging System, Oak Ridge, 1997,
Tenn. Oak Ridge National Laboratory
14. Bachut J., Iflefel I.B., Collapse of pipes with plain or gouged dents by
bending moment, Int. J. of Pressure Vessels and Piping 84 (2007) 560–571
15. Baek J., ş.a., Comparative study for various repair methods of in-service pipeline
using full scale burst test, 23 rd World Gas Conference, Amsterdam, 2006
16. Bejan V., Tehnologia fabricării şi a reparării utilajelor tehnologice, vol.I şi II,
OID – ICM, Bucureşti, 1991
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 145

17. Benmoussat A. Hadjel M., Rehabilitation de tubes GZ1 40‖ par evaluation de
la resistance residuelle, Symposium International: Qualite et Maintenance au
Service de l’Entreprise, QUALIMA01 – Tlemcen, 2004
18. Bercha G.F., Special problems in pipeline risk assessment, 2000 International
Pipeline Conference – ASME 2000 / Canada, vol.1, p.501-505
19. Brooker D. C., Denting of pressurised pipelines under localised radial
loading, International Journal of Mechanical Sciences 46 (2004) 1783–1805
20. Brooker D. C., Experimental puncture loads for external interference of
pipelines by excavator equipment, International Journal of Pressure Vessels
and Piping 82 (2005) 825–832
21. Brooker D. C., Numerical modeling of pipeline punctures under excavator
loading. Part I. Development and validation of a finite element material
failure model for puncture simulation, International Journal of Pressure
Vessels and Piping 80 (2003) 715–735
22. Brooker D. C., Numerical modelings of pipeline puncture under excavator
loading. Part II: parametric study, International Journal of Pressure Vessels
and Piping 80 (2003) 727–735
23. Brongers P.H.M., ş.a., Influence of line-pipe steel metallurgy on ductile
tearing of stress-corrosion cracks durring simulated hydrostatic testing, 2000
International Pipeline Conference – ASME 2000 / Canada, vol.2, p.743 -756
24. Buchheim, G.M., ş.a., Update for Fitness-For-Service and Inspection for the
Petrochemical Industry, ASME PVP-Vol. 288, American Society of
Mechanical Engineers, New York, 1994, p. 253-260
25. Burgherr P., Hirschberg S., Comparative assessment of natural gas accident
risks, Paul Scherrer Institut – PSI, january 2005
26. Caldeira Duarte J. A., Optimization of the preventive maintenance plan of a
series components system, International Journal of Pressure Vessels and
Piping, 83 (2006), p. 244–248
27. Cerjak H., Essais inter-laboratoires relatifs à la ―microstructure en ZAT‖,
Soudage et Techniques connexes, Mars-Avril, 2001, p.19-23
28. Chicota D., Araujob P., Hornyc N., Tricoteauxc A., Lesage T, J., Application
of the interfacial indentation test for adhesion toughness determination,
Surface & Coatings Technology 200 (2005) 174– 177
29. Chin L-J, A model for toughness studies of welds, Welding Research
Supplement, July, 1969, p.290-294
30. Chiovelli, S.C., Dorling, D.V., Glover, A.G., Horsley, D.J., - Main line
failure resulted from combination of minor causes, Oil & Gas Journal, Mar.,
21, 1994, p. 91-100.
31. Ciolac S. ş.a., Coroziunea în pitting a metalelor, Studii şi cercetări de Chimie.
nr. 5 – 1973, p. 597 – 610 şi nr. 6 – 1973, p. 669 – 684
32. Constantinescu Al., ş.a., Protecţia anticorosivă în industria de petrol şi gaze,
Editura Tehnică, Bucureşti, 1973
33. Corder I, Chatain P., EPRG Recommendations for the Assessment of the
Resistance of Pipelines to External Damage, Proceeding of the EPRG/PRC,
Biennial Joint Technical Meeting On Line Pipe Research, Cambridge, April 1995
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 146

34. Cosham A., Hopkins Ph., The pipeline defect assessment manual, Proceedings
of IPC 2002, International Pipeline Conference, Alberta, october 2002
35. Cosham A., Hopkins P., The effect of dents in pipelines—guidance in the
pipeline defect assessment manual, International Journal of Pressure Vessels
and Piping 81 (2004) 127–139
36. Cronin D.S., A new multilevel assessment procedure for corroded line pipe, 2000
International Pipeline Conference – ASME 2000 / Canada, vol.2, p.801-808
37. Cronin, D.S., Experimental Database for corroded pipe: evaluation of
RSTRENG and B31G, 2000 International Pipeline Conference, Vol. 21, ASME
2000, p. 757-76
38. Davis P.M., Performance of european cross country oil pipelines. Statistical
summary of reported spillages – 2002, Report no. 7/04, CONCAWE,
Brussels, April 2004
39. Dawson J., Walker J., Integrated pipeline remediation, Bussines briefing:
Exploration & Production, The Oil & Gas Review, 2005
40. Dehelean D., Sudarea prin topire, Editura Sudura, Timişoara, 1997
41. Demofonti, G., ş.a., Fracture behaviour and defect evaluation of large
diameter, HSLA steels, very high pressure linepipes, 2000 International
Pipeline Conference, Vol. 1, ASME 2000, p.537-545
42. Donoghue P.E. ş.a., The development and validation of dynamic fracture
propagation model for gas transmission pipelines, în Int. J. Pres. Ves. &
Piping, nov. 1997, p. 11-25
43. Drăghici Gh, Zecheru Gh., Particularităţi privind verificarea tenacităţii ţevilor
din oţel pentru conducte, Mecanica ruperii – Buletinul ARMR, nr. 11, 2001
44. Dufresne J., Approche probabilistic de la mécanique de la rupture. Application à
une cuve de réactor nucléaire, Mecanique Industrielle et Matériaux, 46, 1993
45. Duren C., Equations for the prediction of cold cracking in field welding large
diameter pipes, Doc. IIW IX – 1356 – 85
46. Dutta B.K., ş.a., Application of a modified damage potential to predict ductile
crack initiation in welded pipes, în Pressure Vessels Piping, 82 (2005), p.833-839
47. Dziubinski M., Fratczak M., Markowski A.S., Aspects of risk analysis
associated with major failures of fuel pipelines, Journal of Loss Prevention in
the Process Industries, 19 (2006) 399–408
48. Fearnehough, G.D., An Approach to Defect Tolerance in Pipelines, Tolerance
of Flaws in Pressurized Components, IMechE Conference Publications 1978-
10, , Institution of Mechanical Engineers, 1977,p. 179–192
49. Fenyvesi L.,. Lu H, Jack T. R., Prediction of corrosion defect growth on
operating pipelines, IPC 2004, IPC04-0268
50. Francis A., Jandu C., Safety justification for operation on onshore gas
pipelines & above ground installation at design factors up to 0,8, Presentation
to Office of Pipeline Safety, Public Hearing, 21 march 2006
51. Freund L.B., Parks D.M., Analytical interpretation of running ductile fracture
experiments in gas-pressurized linepipe, ASTM STP 711, 1980, p. 359-378
52. Glassell, R. L., S. M. Babcock, and B. E. Lewis, Design, test, and operation
description for the Gunite and Associated Tanks Tank Isolation System,
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 147

Version 1.0, Oak Ridge, Tenn. Oak Ridge National Laboratory 1998
53. Goettsch L.D. ş.a. Maintenance of instruments and systems, American
Technical Publishers 1/512 – 4, 1996
54. Graville B.A., Cold cracking in welds in HSLA steels, Proceeding on
―Weldability of HSLA structural steel‖, ASM, Rome, 1976
55. Harris R.J.,Acton M.R., Development and implementation of risk assessment
methods for natural gas pipelines, Presented at CHINA GAS 2001
International Conference with Special Focus on Gas Safety, Chongqing,
China, November 21/22, 2001
56. Hasegawa H., ş.a., An analysis on European and U.S. Gas Industry
deregulation – From the viewpoints of market liquidity and transportation
services, IEES, fev. 2007
57. Hasimoto T., ş.a. Recent development of large diameter line pipe (X-80 and
X-100 drare), The Sumitomo Search, nr. 37, 1988, p.93-104
58. Haswell J. V., IGE/TD/1 – High Pressure gas pipelines, Gas Engineering
update course, 20 Th June 2006
59. Heitzer M., Plastic limit loads of defective pipes under combined internal
pressure and axial tension, International Journal of Mechanical Sciences 44
(2002) 1219–1224
60. Hopkins P., Bruce W. A., Pipeline courses: Defect Assessment in Pipelines;
Pipeline Repair Methods and In-Service Welding, ―Training for Pipeline
Integrity‖ Conference, Sydney Olympic Park, 2 March 2006
61. Hopkins P., Jones D.G., Clyne A.C.; The Significance of Dents and Defects
in Transmission Pipelines, Paper C376/049, Proceedings of International
Conference on Pipework, Engineering and Operation, Institution of
Mechanical Engineers, London, February 1989
62. Hordijk P., Kornalijnslijper M., The implementation of an integral pipeline
(integrity) management system means more than integrity alone, 3R
International (43), nr. 3/2004, p. 170-175
63. Hovey, D.J., Farmer, E.J.,- Pipeline accident, failure probability determined
from historical data, Oil & Gas Journal, July, 12 1993, p. 104-107
64. Hyde T.H., Luo R., Becker A.A., Elastic–plastic analysis of offset
indentations on unpressurised pipes, International Journal of Solids and
Structures 23 (2006) 2356–1269
65. Iflefel I.B., Moffat D.G., Mistry J., The interaction of pressure and bending
on a dented pipe, International Journal of Pressure Vessels and Piping 82
(2005) 761–769
66. Ikeda K., Kihara H., Brittle fracture stregth of welded joints, Welding
Research Supplement, March, 1970, p.106-114
67. Ioanesei, N., Marinescu, D. Depozitarea, transportul şi gestionarea produselor
petroliere, Editura Tehnică, Bucureşti, 1980
68. Iung T., ş.a., Resistance and toughness of pipeline steels. Crack arrest in
clevage fracture, La Revue de Metallurgie-CIT/Science et Genie des
Materiaux, Fev., 1995
69. Jaske C., Hart B., Bruce W., Pipeline repair manual, Contract PR-1865-0324,
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 148

Pipeline Research Council International, Catalog no. L52047, august 2006
70. Jayadevana K.R., Østbyb E., Thaulow C., Fracture response of pipelines
subjected to large plastic deformation under tension, International Journal of
Pressure Vessels and Piping 81 (2004) 771–783
71. Jones D.G.; The Significance of Mechanical Damage in Pipelines, 3R
International, 21, Jahrgang, Heft, 7, July 1982
72. Kalna K., ş.a., Heat and mechanical treatment of welded joints, Doc. IIW X
– 1252 – 92
73. Kelly J.S. ş.a., ASTM Standards for preservation and rehabilitation, Chemical
Process Industry, 1996
74. Kiefner, J.F., Pressure management key to problematic ERW pipe, Oil &
Gas Journal, AugMar., 17, 1992, p. 80-81
75. Kiefner E.J., Installed pipe, especially pre-1970, plaggued by problems, in Oil
&Gas Journal, Aug.,10, 1992. p. 45-51
76. Kiefner J.F., Alexander C.R., Fowler J.R., Repair of Dents Containing Minor
Scratches, Paper 9, 9th Symposium on Line Pipe Research, Pipeline Research
Comittee of the American Gas Association, Houston, Texas, 1996
77. Kim J. W., Park C. Y., Experimental investigation of the failure behavior of
notched wall-thinned pipes, Nuclear Engineering and Design 236 (2006)
1838–1846
78. Komizo Y., Fukada Y., Weldability of large diameter grade X-80 and X-100
line pipe, Doc. IIW IX – 1520 – 88
79. Kuprewicz B. Observations on the Application of Smart Pigging on
Transmission Pipelines, A Focus on OPS’s Inline Inspection Public Meeting
of 8/11/2005
80. Laţa I., Cercetări privind stabilirea capacităţii portante reziduale şi întocmirea
programelor de mentenanţă pentru conductele de transport al gazelor
naturale, Teză de doctorat, Universitatea Petrol – Gaze din Ploieşti, 2006
81. Leclercq G., Marandet B., Sanz G., Evaluation de la ténacité des materiaux au
moyen de l’integrale J, C.I.T., nr.2, 1976, p.387-417 3
82. Leis N.B., Eiber J.R., Fracture propagation control in onshore transmission
pipelines, Onshore Pipeline Technology Conference, Istanbul, December
1998, p. 2.1-2.35
83. Leis N.B., Characterizing dynamic crack – resistance of pipelines using
laboratory – scale practices, 2000 International Pipeline Conference – ASME
2000 / Canada, vol.1, p.295-305
84. Lewis, B. E., R. L. Glassell, and S. M. Babcock, Tank isolation deployment
plans and issues, Oak Ridge, Tenn. Oak Ridge National Laboratory1998
85. Liu J.H., Francis A., Theoretical analysis of local indentation on pressured
pipes, International Journal of Pressure Vessels and Piping 81 (2004) 931–939
86. Macdonald K.A., Cosham A., Best practice for the assessment of defects in
pipelines – gouges and dents, Engineering Failure Analysis 12 (2005) 720–745
87. Martinez L.J., Rodriguez E., Developing tolerable risk criteria for gas
transmission pipelines, 2000 International Pipeline Conference – ASME
2000 / Canada, vol.1, p. 63-69
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 149

88. McConnell R. A., Safety, Risk & Environmental Management, MSc in
Pipeline Engineering, Module CPE832, Newcastle University, 2005
89. McGuire P.A., ş.a., A theoretical model for crack propagation and crack
arrest in pressurized pipelines, ASTM STP 711, 1980, p. 341-358
90. McMahon A.J, Paisley D.M.E., Corrosion Prediction Modelling-A Guide to
the Use of Corrosion Prediction Models for Risk Assessment in Oil and Gas
Production and Transportation facilities, Report No. ESR.96.ER.066, BP
International, Sunbury, 1997
91. Micloşi V., ş.a., Bazele proceselor de sudare, Editura Diadactică şi
Pedagogică, Bucureşti, 1984
92. Micloşi V., Studiu analitic asupra deconsolidării prin sudare a oţelurilor tratate
termomecanic, Conferinţa Naţională ASR, Timişoara, 1999, p. 113-119
93. Micloşi V., Tratamente termice conexe sudării prin topire a oţelurilor, Vol I
şi II, Editura Sudura, Timişoara, 2003/2004
94. Milne I., The R6 method, The assessment of craked components by
fracture mechanics, EGF4, Mechanical Engineering Publications, London,
1989, p.233-261
95. Milne I., Solution to the problem of the use of R6, The assessment of cracked
components by fracture mechanics, EGF4, Mechanical Engineering
Publications, London, 1989, p.457-472
96. Muntinga T.G., Koning C.; Verification of External Damage Models by Burst
Tests on Pipe Sections, Paper 13, Proceedings of International Pipeline
Technology Conference, Oostende, Belgium, 15-17 Oct. 1990, pp.13.25-13.32
97. Murtagian G.R., Johnson D.H., Ernst H.A., Dynamic crack propagation in
steel line pipes. Part I: Experimental investigation, Engineering Fracture
Mechanics, 72 (2005), p. 2519–2534
98. Murtagian G.R., Ernst H.A., Dynamic axial crack propagation in steel line
pipes. Part II: Theoretical developments, Engineering Fracture Mechanics, 72
(2005), p. 2535–2548
99. Netto T.A., Ferraz U.S., Estefen S.F., The effect of corrosion defects on the
burst pressure of pipelines, Journal of Constructional Steel Research 61
(2005), p.1185–1204
100. O’Connor, P.D.T., Practical Reliability Engineering, John Wiley and Sons,
Inc., New York, 1991
101. O’Donoghue P.E., ş.a.., The development and validation of a dynamic
fracture propagation model for gas transmission pipelines, Int. J. Pres. Ves. &
Piping, 70, 1997, p.11-25
102. O’Grady II, T.J., Hisey, D.T., Kiefner, J.F., - Method for evaluating corroded
pipe addresses varyety of petterns, Oil & Gas Journal, Oct., 12, 1992, p. 77-82
103. O’Grady II, T.J., Hisey, D.T., Kiefner, J.F., - Pressure calculation for
corroded pipe developed, Oil & Gas Journal, Oct., 192, 1992, p. 84-89
104. Ong L.S., Chan Y.W., Seet G.; The Elastic Analysis of a Dent on
Pressurised Pipe, International, Journal of Pressure Vessels and Piping,
Vol. 38, 1989, p. 369-383
105. Ong L.S., Derivation of Stresses Associated With a Long Axial Dent in a
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 150

Pressurised Cylinder, International Journal of Mechanical Science, Vol. 33,
No. 2, 1991, p. 115-123
106. Ong L.S., Soh A.K., Ong J.H.; Experimental and Finite Element Investigation
of a Local Dent on a Pressurised Pipe, Journal of Strain Analysis, Vol. 27,
No. 3, 1992, p. 177-185
107. Otegui J.L., Influence of multiple sleeve repairs on the structural integrity
of gas pipelines, International Journal of Pressure Vessels and Piping, 79
(2002), p.759–765
108. Osage, D.A. and Prager, M., Status and Unresolved Technical Issues of
Fitness-For-Service Assessment Procedures for the Petroleum Industry,
ASME PVP-Vol. 359, American Society of Mechanical Engineers, New
York, 1997, p. 117-128
109. Palmera A., ş.a., Full-scale impact tests on pipelines, International Journal of
Impact Engineering 32 (2006) 1267–1283
110. Papadakis G., Overview of pipelines in Europe – advantages and
disadvantagee, UN/ECE Workshop on the Prevention of Water Pollution due
to Pipeline Accidents, Berlin, 8-9 june 2005
111. Patrick A.J., Composites – case studies of pipeline repair applications,
Pigging Products & Services Association, 2004
112. Paris P. C., ş.a., The theory of instability of the tearing mode of elastic-plastic
crack growth, Elastic – Plastic Fracture, ASTM STP 668, 1976, p.5-36
113. Pavel A., ş.a., Siguranţa în funcţionare a utilajelor petrochimice, vol. I , cap.2 –
Siguranţa funcţionării conductelor, Editura Tehnică, Bucureşti, 1987
114. Pellini W. S., Puzak P.P., Fracture Analysis Diagram Procedures for the
Fracture – Safe Design of Steel Structures, Welding Research Council
Bulletin, 88, 1963
115. Pellini W. S., Principles of Fracture – Safe Design. Part I, Welding Research.
Supplement to the Welding Journal, 91 – s, martie 1971
116. Pellini W. S., Principles of Fracture – Safe Design. Part II, Welding Research.
Supplement to the Welding Journal, 147 – s, aprilie 1971
117. Perilhon P., MADS-MOSAR Methodologie d’Analyse des Disfunctionnements
des Systemes – Method Organisee et Systemique d’Analyse de Risques. Antenne
Enseignement de Grenoble, INSTN, 1995
118. Popelar C., ş.a., Steady-state crack propagation in presurized pipelines,
Transaction of the ASME, feb., 1977, p. 112-121
119. Popescu D., Pavel A. Risc tehnic/tehnologic. Editura Briliant, Bucureşti, 1998
120. Porter C.P., Patrick A.J., Using Composite Wrap Crack Arrestors Saves Money
On Pipeline Conversion, Pipeline & Gas Journal, Oct. 2002, p. 65-67
121. Porter C.P., Pereira da Silva J.A., Composite pipeline repairs – Clock Spring
is different, Brazilian Petroleum & Gas Institute – IBN, 3 rd Seminar on
pipeline, Brazil, Nov., 2001
122. Pussegoda L. N.,ş.a., Review of CTOA as a measure of ductile fracture
toughness, 2000 International Pipeline Conference – ASME 2000 / Canada,
vol.1, p.247-254
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 151

123. Pussegoda N., ş.a., An interim approach to determine dynamic ductile
fracture resistance of modern high toughness pipeline steels, 2000
International Pipeline Conference – ASME 2000 / Canada, vol.1, p.239-245
124. Rinehart A.J., Effects Of Localized Geometric Imperfections On The Stress
Behavior Of Pressurized Cylindrical Shells, Dissertation, August 2003
125. Rinehart, A.J. and Keating, P.B., 2002, Rebound Behavior of Dents in
Petroleum Pipelines, Proc., Texas Section ASCE Spring Meeting, San
Antonio, TX. ASCE, p. 195–204
126. Roos Race Julia, Determining Corrosion Growth Rates Using Inspection Data,
―Innovations In Pipeline Inspection Technology‖ Budapest, 2-4 June 2004
127. Roos E., Component tests and the R curve approach for through cracks, The
Assessment of cracked components by fracture mechanics, EGF4,
Mechanical Engineering Publications, London, 1989, p. 161-210
128. Roovers P., Bood R., Galli M., Marewski U., Steiner M., Zare´a M., EPRG
methods for assessing the tolerance and resistance of pipelines to external
damage. In: Denys R, editor. Pipeline technology Proceedings of the third
international pipeline technology conference, Brugge, Belgium, vol. II.
Amsterdam: Elsevier; 2000. p. 405–425
129. Rosenfeld M.J., Investigations of Dent Rerounding Behaviour, Volume 1,
Proceedings of Second International Pipeline Conference, IPC-98, Calgary,
Canada, American Society of Mechanical Engineers, 1998, pp. 299-307
130. Rosenfeld M.J., Procedure improves line pipe Charpy test interpretation, Oil
&Gas Journal, Apr. 14, 1997, p. 40-46
131. Rothwell A.B., The application of the Battelle ―short formula‖ to the
determination of ductile fracture arrest toughness in gas pipelines, 2000
International Pipeline Conference – ASME 2000 / Canada, vol.1, p.233-238
132. Rothwell B., History and operating experience of design factors above 0,72 in
canadian gas transmission pipelines, PHMSA Public Meeting on
Reconsideration of Natural Gas Pipeline Maximum Allowable Operating
Pressure for Class Locations, Reston, march 2006
133. Sandvik A., Řstby E., Thaulow C., Probabilistic fracture assessment of
surface cracked pipes using strain-based approach, Engineering Fracture
Mechanics 73 (2006) 1491–1509
134. Saxena S., Ramachandra Murthy D.S., Elastic-plastic fracture mechanics
based prediction of crack initiation load in through-wall cracked pipes,
Engineering Structures 26 (2004) 1165–1172
135. Semenescu G., Coroziunea localizată în mediu clorurat. Morfologia ciupiturilor
şi factorilor care o determină, Revista de Chimie, nr. 9 – 1983, p. 832-840
136. Shivei W.G., ş.a., Advanced 100% solid rigid polyurethane coatings
technology for pipeline field joints and rehabilitation, Corrosion NACEexp,
Paper no. 03043, 2003
137. Smardzic I., Siewert T., Reliability improvments in repair welding of high –
strength steels. Doc. IIS/IIW IX – 2002 – 01
138. Spiekhout J., Gresnigt A.M., Koning C., Wildschut H.; Calculation Models
for the Evaluation of the Resistance against Mechanical Damage of Pipelines,
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 152

3R International, 25. Jahrgang, Heft, pp198-203, 4 April 1986
139. Staat M., Plastic collapse analysis of longitudinally flawed pipes and vessels,
Nuclear Engineering and Design 234 (2004) 25–43
140. Stephanie A., Flamberg C.G, Robert C.G, Final Report on Benchmarking,
Emerging Pipeline Inspection Technologie, September 2004, Battelle,
Columbus, Ohio
141. Stephen G.L., Composite reinforced line pipe for hydrogen pipeline
transmission. Challenges of Hydrogen Pipeline Transmission Panel, ASME –
IPC Calgary, October 5, 2005
142. Stephens, D., Lais, B.N., Development of an alternative criterion for residual
strength of corrosion defects in moderate – to high – toughness pipe, 2000
International Pipeline Conference, Vol. 1, ASME 2000, p.781-791
143. Suman P. E., Streamlining pipeline integrity assessment and rehabilitation,
Pipeline & Gas Journal, july, 2003
144. Tudor I. Rîpeanu R. Ingineria coroziunii, Vol. I, Ed. Univ. din Ploieşti, 2002
145. Tudor I., Zecheru Gh., ş.a., Protecţia anticorozivă şi reabilitarea conductelor şi
rezervoarelor, Editura Universităţii Petrol – Gaze din Ploieşti, Ploieşti, 2007
146. Ulmanu V., Dumitrescu A., Conducte submarine pentru transportul
produselor petroliere, Editura AGIR, Bucureşti, 2001
147. Uzelac Neb, Nestleroth Bruce, Pipeline Integrity Management, safely managing
the life cycle of pipelines, Session 8, In-Line Inspection, October 25, 2004
148. Zamfir S., Vidu R., Brînzoi V., Coroziunea materialelor metalice, Editura
Didactică şi Pedagogică, Bucureşti, 1994
149. Zecheru Gh., Drăghici Gh., Elemente de ştiinţa şi ingineria materialelor,
vol.I, II Editura ILEXIM şi Ed. Universităţii din Ploieşti, Ploieşti, 2001/2002
150. Zecheru Gh, Drãghici Gh., Estimarea rezistenţei mecanice reziduale a
conductelor metalice fisurate, Mecanica ruperii – Buletinul ARMR, nr. 11, 2001
151. Zecheru Gh., ş.a., Metode de stabilire a rezistenţei mecanice reziduale şi de
reabilitare a conductelor, în Fabricarea, exploatarea, mentenanţa şi asigurarea
calităţii echipamentelor petroliere, Editura Universităţii din Ploieşti, 2004
152. Zecheru Gh., Drăghici Gh., Factorul de intensitate a tensiunilor pentru
tubulaturile conductelor cu fisuri superficiale axiale, Buletinul Universităţii
Petrol – Gaze din Ploieşti, Vol LVII, Seria tehnică, nr. 4, 2005
153. Zecheru Gh., ş.a., Criteriile de evaluare a gravităţii fisurilor de pe tubulaturile
conductelor, Mecanica ruperii – Buletinul ARMR, nr. 18, 2005
154. Zecheru Gh., ş.a., Studii pentru identificarea unor tehnologii de remediere a
defectelor de tip « lipsă de material » pe conducte sub presiune, folosind
învelişuri complexe, Contractul nr. 37 / 2007, S.N.T.G.N. ―TRANSGAZ‖ S.A.
– Sucursala de Transport Gaze Naturale Mediaş
155. Zecheru Gh., ş.a., Studii şi cercetări privind elaborarea tehnologiilor de
remediere a defectelor depistate pe materialul tubular al conductelor de
transport, Contract nr. 13 / 2006, S.N.T.G.N. ―TRANSGAZ‖ S.A. –
Sucursala de Transport Gaze Naturale Mediaş
156. Zecheru Gh., ş.a., Raport final, la contractul nr. 41/2007 (UPG nr. 38/2007),
Expertize si simulari privind evaluarea proceselor care conduc la cedarea in
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 153

exploatare a conductelor, UPG 2008
157. Zecheru Gh., ş.a., Investigarea defectului de sudură şi evaluarea rezistenţei
mecanice remanente a cordonului de sudură de pe conducta 48‖ de
subtraversare a Dunării la Isaccea (firul II)‖, Contractul nr. 16 / 2005, S.N.T.G.N.
―TRANSGAZ‖ S.A. – Sucursala de Transport Gaze Naturale Mediaş
158. Zecheru Gh., ş.a., The special fetures of using fracture arrestors in natural gas
transmission pipelines, în Modeling and optimization in the machines buiding
field, Papers presented at The 13 th International Conference of Fracture
Mechanics, Vol. 4, Bacău, 2007, p. 269-274
159. Zecheru Gh., Pană I., Laţa I., Soluţii tehnice pentru încercarea la presiune a
ţevilor din oţel pentru conducte, în vol. SIMEC 2005, CONSPRESS, p. 165-170
160. Zecheru Gh., Laţa I., Drăghici Gh., The Use of Pipelines Defect Assessment
Acceptance Charts for the evaluation of the Remaining Strength, în Mecanica
ruperii – Buletinul ARMR, nr. 17, iulie 2005, p.11-17
161. Zecheru Gh., Neacşu M., Laţa I., The Probabilistic Conception of the Pipeline
Defect Acceptance Charts, în Mecanica ruperii – Buletinul ARMR, nr. 17,
iulie 2005, p.31-36
162. Zecheru Gh., Laţa I., Criterii tehnico – economice utilizate la recuperarea şi
valorificarea ţevilor din conductele dezafectate, în Buletinul Universităţii
Petrol – Gaze din Ploieşti, Volum LVII, Seria Tehnică nr. 2/2005, p.163 –168
163. Zecheru Gh., Neacşu M., Laţa I., Estimation of the failure probability of
pipelines with local defects, Mecanica ruperii.Comunicări ştiinţifice.
Lucrările celui de-al XI-lea Simpozion naţional de mecanica ruperii, 21-22
oct. 2005, Ploieşti, p. 105-111
164. Zhang B., ş.a., Theoretical and experimental study of stress corrosion
cracking of pipeline steel in near neutral pH environment, 2000 International
Pipeline Conference – ASME 2000 / Canada, vol.1, p.63-69
165. Ziaja J., ş.a., New trenchless methods for gas pipelines renovation, în Acta
Montanistica Slovaca, 9 (2004), p. 352-355
166. Zimmerman T.J.E., Cosham A., Hopkins P., Sanderson N., Can Limit States
Design be Used to Design a Pipeline Above 80% SMYS?, Proceedings of
IPC 2002: International Pipeline Conference 29 September - 3 October, 2002
167. Yin, H., Bagnoli, D.L., Case Histories Using Fitness-For-Service Methods,
ASME PVP-Vol. 288, ASME, New York, 1994, p. 315-328
168. Yutioka N., Weldability of modern high strength steels. Proceeding from the
1-st Simposium on advances in welding metallurgy, San Francisco, 1990
169. Wang K.C., Smith E.D., The Effect of Mechanical Damage on Fracture
Initiation in Linepipe: Part I - Dents, Canadian Centre for Mineral and Energy
Technology (CANMET), Canada, Report ERP/PMRL 82-11 (TR), Jan. 1982
170. Wang W.Q., Liu C.J., Zhou S.J., On the probabilistic failure assessment diagram,
International Journal of Pressure Vessels and Piping, 65, 1999, p. 653-662
171. Woods D.W., ş.a., Pipeline rehabilitation with expanded and oriented PVC,
Underground Infrastructure Adv. Techn. Conference, Washington, Dec, 2003
172. * * * An assessment of measures in use for gas pipelines to mitigate against
damage caused by third party activity, Health and Safety Executive, Contract
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 154

esearch report 372/2001
173. * * * Assistance technique dans la transposition de la directive sur le controle
des accidents majeurs en cause des canalisations – DRA 15. Operation B :
Mesures comensatoires pour controles les accidents dus aux agressions par
travaux de tiers, INERIS – Direction des risques accidentels / Unite
« Evaluation des risques », Rapport d’etude nr. 28658/21.02.2005
174. * * * Black-Diamond Composite Wrap For Pipelines, Sizes: 2- through 60-
inch, Bends/Elbows, Tees, T. D. Will. Inc.,Bulletin No. 5300.002.01, July 2004
175. * * * Clock Spring – The fast economical solution for permanent pipeline
repair, Catalog 2006
176. * * * Composite solution for piping and structures: Perma Wrap, Weld Wrap,
Plug-n Wrap, Auto Wrap, Wrap Max, Wrap Master Inc., Catalog 2005
177. * * * Defect assessment in pipelines, Curs organizat de Entreprise Training
International, Budapesta, 2002
178. * * * Failure analysis & weld repair of natural gas pipeline, Kevin Kennedy
& Associates, Report 2005
179. * * * Focus on safety and environment, A comparative analysis of pipeline
performance 2000 – 2003, National Energy Board – NEB, canada, march 2005
180. * * * Grouted Tee TM Connection, A complete solution for pipeline
intervention, Advantica, 2005
181. * * * Integrity Management Program Delivery Order DTRS56/02/D/70038,
Dent Study, Final report, November 2004
182. * * * Oklahoma State University operational maintenance plan for gas
pipelines, august, 2004
183. * * * Onshore pipeline quantified risk assessment, Allseas Construction
Contractors, Corrib field development project, Contract nr. 101.24.14 / 2002
184. * * * Overseas and Australian statistics for gas transmission and distribution
incidents, Office of Gas Safety, january 2004
185. * * * Pipeline accident report. UGI Utilities, Inc. Natural gas distribution
pipeline explosion and fire Allentown, Pennsylvania, june 9, 1994, National
Transportation Safety Board, Washington D.C., 1996
186. * * * 14 C-2. Pipeline rehabilitation. Statemide Urban Design & Specification
– SUDAS, 2005
187. * * * 49 CFR 192 - Transportation Of Hazardous Liquids By Pipeline U.S.
Department Of Transportation, 2006
188. * * * 49 CFR 195 - Transportation Of Natural And Other Gas By Pipeline:
Minimum Federal Safety Standards
189. * * * Pipeline maintenance. Materials and Equipment, National Center for
Construction, Education & Research – NCCER, Gainesville, 2006
190. * * * Pipeline maintenance and repair, Environmental Protection Agency
USA, Technology Transfer Workshop, Villahermosa, Mexic, april, 2006
191. * * * Pipeline product loss incidents, 2 nd Report of the UKOPA Fault
database Management Group 1961 – 2000, june 2002
192. * * * Rehabilitation of corroded pipelines and pipes with FibaRoll, Catalog
FibaRoll / FTi Ltd, 2006
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 155

193. * * * Remediated Tank Isolation and Removal, in the Oak Ridge Technology
Needs Database, Oak Ridge Site Technology Coordination Group, 1997,
Retrieved June 10, 1999, www.em.doe.gov
194. * * * 6 th Report of the European Gas Pipeline Incident Data Group, Gas
Pipeline Incidents 1970 – 2004, december 2004
195. * * * Report 2007 – Technical Association of the European Natural Gas
Industry – MARCOGAZ, Brussels, 2007
196. * * * Sisteme GAZ BAND de protecţie anticorozivă pentru conducte,
www.gazband.ro
197. * * * Tehnologia de aplicare a izolaţiilor ALTENE ®, www.altarom.ro
198. * * * Topical report, Natural gas transmission pipelines, Pipeline integrity;
prevention, detection & mitigation practices, Gas Research Institute, Pipeline
Business Unit, december 2000
199. * * * UKOPA Third Party Infringement database, Database Report for 2005
200. * * * Using Composite Wrap Crack Arrestors Saves Money On Pipeline
Conversion, Clock Spring Company L.P., Houston, TX, Pipeline & Gas
Journal, October 2002
201. * * * Using Composite Wrap Crack Arrestors Saves Money On Pipeline
Conversion, Clock Spring Company L.P., Houston, TX, Pipeline & Gas
Journal, October 2002
202. * * * X70 / Mo-Nb, a new family of HSLA steels designed for arctic and
offshore pipelines, Climax Molibdenum Company, Greenwich, S.U.A., 1984
203. * * * Welding Handbook, vol. 2, 8-th Edition, Welding Processes, American
Welding Society, Miami, 1991
204. * * * Western european cross – country oil pipelines 30-year performance
statistics, CONCAWE Report nr. 1/02, Brussels, 2002
NTMC ___________________________________________________________________________ pag. 156